Способ блокирования водоносных пластов
Владельцы патента RU 2391490:
Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "НПП ТИЗНАФТА" (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам, способствующим блокированию и ограничению водопритока в добывающие скважины, как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах. В способе блокирования водоносных пластов, включающем циклическую закачку в пласт блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе в не вызывающей набухание жидкости с последующей остановкой закачки, в начале каждого цикла закачивают оторочку воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава, закачку его и оторочки воды производят при давлении выше пластового в 1,1-2,1 раза, в конце каждого цикла снижают давление до пластового и производят временную выдержку, равную предварительно установленному времени гелеобразования блокирующего состава в пластовых условиях. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам, способствующим блокированию и ограничению водопритока в добывающие скважины, как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
Известен способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий закачку в пласт изоляционного состава на основе смеси нефти, полимера кислот акрилового ряда и гликоля (патент РФ №2167282, МКИ Е21В 43/138).
К недостаткам способа относится то, что при таком осуществлении его с водой реагирует с последующим образованием геля только приграничная часть состава, а последующая не прореагировавшая часть его выносится из скважины при последующем освоении ее. Это приводит к недостаточной эффективности способа и неоправданной потере части реагента.
Известен также способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий порцианальную закачку при чередовании с водой в продуктивный пласт суспензию водорастворимого полира в не вызывающей набухание жидкости с уменьшением в каждой порции концентрации полимера (авт.св. №1501597, МКИ Е21В 43/22).
К недостаткам способа относится то, что такая дисперсная полимерная система не может проникнуть в коллекторы малой и средней проницаемости, а также отсутствие селективности при проведении работ, т.к. по данному способу предусматривается перемешивание полимера с водой в пласте.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку в пласт блокирующего состава на углеводородной и гелеобразующей жидкости до снижения приемистости скважин на 30-70% ниже установившегося ранее и повышения пластового давления на 0,5-1,5 МПА выше начального с последующей остановкой закачки до достижения пластового давления на 0,5-1,5 МПА ниже начального пластового давления (патент РФ №2094601, МКИ Е21В 43/22).
К недостаткам способа относится то, что при такой последовательности проведения работ вследствие снижения пластового давления весь блокирующий состав будет преимущественно двигаться по высокопроницаемым пропласткам, что приведет к недостаточному охвата пласта воздействием гидрофильных коллекторов с малой проницаемостью.
Целью изобретения является увеличение эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта за счет увеличения блокирующего эффекта обводненных пор пласта и повышения степени охвата гидрофильных коллекторов селективным воздействием.
Поставленная цель достигается тем, что в способе блокирования водоносных пластов, включающем циклическую закачку в пласт блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе в не вызывающей набухание жидкости с последующей остановкой закачки, в начале каждого цикла закачивают оторочку воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава, закачку его и оторочки воды производят при давлении выше пластового в 1,5-2,1 раза, в конце каждого цикла закачки состава снижают давление до пластового и производят временную выдержку закачки, равную предварительно установленному времени гелеобразования блокирующего состава в пластовых условиях. В блокирующем составе используют например, полимер FLOPAM™ DW 430 фирмы SNF s.a.s в нефти или битуме (Catalogue produits Polymeres hydrosolubles).
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. Из-за разностей вязкости воды и нефти подвижность воды (К/М) в пластовых условиях значительно выше подвижности нефти. Поэтому закачиваемая в начале каждого цикла оторочка пресной воды будет проникать преимущественно в гидрофобные водонасыщенные коллекторы, причем плотность воды незначительно отличается от плотности блокирующего состава, что исключает взаимоперемешивание воды и состава в НКТ.
Блокирующий состав на жидкофазной полимерной основе в не вызывающей набухание жидкости (нефти или битуме) характеризуется гомогенностью состава, относительно низкой вязкостью и, соответственно, высокой подвижностью. Благодаря этому состав при давлении выше пластового в 1,1-2,1 раза проникает не только в высокопроницаемые коллекторы, но и в поры с мелкой и средней проницаемости и контактирует с водой в водонасыщенных коллекторах.
Однако при таком осуществлении способа с водой реагирует с последующим образованием геля только приграничная часть состава, а последующая часть его движется по коллекторам за контактирующей приграничной частью состава, с водой не реагирует и выносится из скважины при последующем освоении ее. Для устранения этого недостатка в предлагаемом способе в конце каждого цикла закачки состава снижают давление до пластового и производят временную выдержку закачки, равную предварительно установленному времени гелеобразования состава в пластовых условиях. При этом снижают давление до пластового, что обеспечивает гелеобразование контактирующей с водой части состава без дальнейшего ето продвижения в пласт. Благодаря этому, после блокирования обработанных в первом цикле водонасыщенных коллекторов, при последующем цикле закачки новая порция блокирующего состава будет проникать в другие, не заблокированные в предыдущем цикле закачки, водонасыщенные коллекторы. В результате за счет перераспределения направления движения изолирующего состава увеличивается охват изолируемой зоны воздействием, а блокирующий состав в полном объеме расходуется по назначению.
Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях. Исследования проводили на линейных моделях пласта длиной 7 см, диаметром 2,7 см, заполненных песком диаметром 0,4-0,06 мм. Большой разброс размеров фракций песка способствовал созданию в модели каналов различной проницаемости. Испытания проводили следующим образом. Определяли время гелеобразования блокирующего состава при контакте в водой, которое равнялось 1 часу. Определяли проницаемость модели по воде и воздуху, насыщали ее дистиллированной водой, а затем нефтью. Для создания модели обводненного нефтяного пласта через предварительно заполненную нефтью модель прокачивали воду до полного обесцвечивания конечного продукта на выходе модели. После этого, регулируя задвижку на выходе модели, создавали противодавление 0,3 МПа, имитирующее пластовое давление, и при повышенном давлении в модель порциями закачивали оторочку воды и изолирующий состав с временной выдержкой на реакцию согласно предварительно установленному времени гелеобразования состава. Затем, после проведения всех циклов закачки, снижали давление, закрывали модель на 48 часов и определяли давление прорыва модели пласта водой. При этом воду для определения давления прорыва подавали на выход модели, моделируя тем самым направление движения флюида пласт-скважина.
Для определения оптимальной величины давления закачки оторочки воды и состава по сравнению с пластовым давлением провели ряд лабораторных экспериментов с использованием описанной методики. При этом объем оторочки воды составлял 10% от объема состава. Результаты приведены в табл.1.
| Таблица 1 | ||
| № опыта | Превышение давления закачки над пластовым (раз). | Давление прорыва, МПа/м |
| 1 | 1,05 | 13,3 |
| 2 | 1,1 | 16,05 |
| 3 | 1,6 | 16,0 |
| 4 | 2,1 | 16,05 |
| 5 | 2,4 | 16,05 |
Таким образом, установлено, что оптимальная величина давления закачки оторочки воды и состава по сравнению с пластовым равно 1,1-2.1 раз, т.к. при меньшем превышении давления давление прорыва уменьшается, а при большем не повышается.
Были проведены испытания по определению оптимального объема закачки оторочки воды по сравнению с объемом блокирующего состава. При этом превышение давления закачки над пластовым составляло 1,6 раз.
Эксперименты проводили аналогично вышеприведенным. Результаты опытов приведены в табл.2
| Таблица 2 | ||
| № опыта | Объем закачки оторочки воды по отношению объему блокирующего состава, % | Давление прорыва, МПа/м |
| 1 | 3,0 | 14,4 |
| 2 | 5,0 | 16,0 |
| 3 | 13,0 | 16,1 |
| 4 | 20,0 | 16,05 |
| 5 | 25,0 | 16,1 |
Таким образом, оптимальное количество объема закачки оторочки воды по сравнению с объемом блокирующего состава составляет 5-20%, т.к. при уменьшении этого количества давление прорыва снижается, а при увеличении - не возрастает.
Способ в пластовых условиях осуществляют следующим образом. Определяют время гелеобразования блокирующего соствава в пластовых условиях (при пластовом давлении) при контакте в водой. В обводненную нефтяную скважину при давлении в 1,1-2,1 раза выше пластового порциями последовательно закачивают оторочку воды в объеме 5-20% и изолирующий состав, со снижением давления до пластового и временной выдержкой на реакцию после каждого цикла закачки согласно предварительно установленному времени гелеобразования состава. Количество циклов закачки определяют исходя из геолого-физических условий пласта и реакции скважины на закачку. Затем, после проведения всех циклов закачки, снижают давление до пластового и закрывают скважину на 48 часов, после чего осваивают скважину известными методами.
Были проведены также опытно - промысловые работы по испытанию разработанного способа на добывающей скважине №15455 НГДУ «Ленино-горскнефть». Добыча жидкости на скважине до обработки составляла 10 м3/сут при обводненности добываемой продукции 98%. Пластовое давление 7,1 МПа. В скважину при давлении 10 МПа в 3 цикла было закачено в общей сложности 1,0 м3 воды и 6,0 м3 блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе в нефти, причем после проведения каждого цикла закачки снижали давление до 7 МПа и делали выдежку в течение 1 часа (временя гелеобразования состава в пластовых условиях). После выдержки в течение 48 часов и освоении скважины обводненность снизилась до 40% при том же дебите жидкости. В блокирующем составе используют, например, полимер FLOPAM™ DW 430 фирмы SNF s.a.s в нефти (Catalogue produits Polymeres hydrosolubles).
Таким образом, при применении предлагаемого способа проявляется сверхсуммарный (синергетический) эффект, который заключается в том, что в совокупном результате закачки компонентов при давлении выше пластового давления в 1,1-2,1 раза, предварительной закачке перед блокирующим составом оторочки воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава и временной выдержке закачки, равной предварительно установленному времени гелеобразования состава в пластовых условиях, происходит увеличение эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта за счет увеличения блокирующего эффекта обводненных пор пласта и повышения степени охвата гидрофильных коллекторов селективным воздействием. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию «изобретательский уровень».
По имеющимся у авторов сведениям совокупность существенных признаков, характеризующих сущность заявляемого изобретения, не известна на уровне науки и техники, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию «новизна»
Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения, может быть многократно использована в промышленности с получением технического результата, заключающегося в повышении эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта за счет увеличения блокирующего эффекта обводненных пор пласта и увеличения степени охвата гидрофильных коллекторов селективным воздействием и обуславливающего достижения поставленной цели, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию «промышленная применимость».
Способ блокирования водоносных пластов, включающий циклическую закачку в пласт блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе в невызывающей набухание жидкости с последующей остановкой закачки, отличающийся тем, что в начале каждого цикла закачивают оторочку воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава, закачку его и оторочки воды производят при давлении выше пластового в 1,1-2,1 раза, в конце каждого цикла снижают давление до пластового и производят временную выдержку, равную предварительно установленному времени гелеобразования блокирующего состава в пластовых условиях.
