Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов



Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов
Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов

 


Владельцы патента RU 2586356:

Прочухан Юрий Анатольевич (RU)
Прочухан Константин Юрьевич (RU)
Ахмадишин Рустем Закиевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями. Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащий водные растворы поверхностно-активного вещества-ПАВ и полиакриламида - ПАА, содержит в качестве раствора ПАВ 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн ед. и дополнительно 0,1-1%-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор АМНМ 10-90, указанный раствор ПАА 9,9-89, указанная суспензия 0,1-1. В способе повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающем десорбцию остаточной и каппилярной нефти водными растворами ПАВ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов ПАА, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов, используют указанный выше состав, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0,1-1%-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение нефтеотдачи, в т.ч. в пластах с большим содержанием остаточной нефти и на месторождениях высоковязкой нефти. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи как на обычных, так и на сложнопостроенных залежах с неблагоприятными геолого-промысловыми факторами: низкой проницаемостью и неоднородностью коллектора, наличием больших зон водонефтяного контакта, высокой анизотропией пласта как по толщине, так и по простиранию, с наличием переслаивающихся глинистых пропластков, обширными, неохваченными процессами вытеснения застойными зонами, а также наличием высоковязкой или аномально-вязкой нефти с высоким содержанием асфальтенов, смол, парафинов.

Основными аналогами заявляемого изобретения являются составы для повышения нефтеотдачи пластов, содержащие водные растворы поверхностно-активных веществ и полиакриламидидов, а также способы повышения нефтеотдачи пластов с применением технологий создания в пласте высоковязких оторочек из «микрогеля», частично или полностью «сшитого» полиакриламида, а также различные технологии отмыва остаточной нефти находящейся в пласте в пленочном ИМЛИ капиллярном виде водными растворами поверхностно-активных веществ путем закачки их через нагнетательные скважины.

Известны состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий нефтерастворимый полимер и нефтерастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), и способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку оторочки растворителя, содержащего в качестве присадки нефтерастворимый полимер и нефтерастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой (патент РФ №2034981, МКИ 6 Е21В 43/22, опубл. 10.05.1995 г. Бюл. №13). Недостатком способа является высокая себестоимость дополнительно добытой остаточной нефти и низкая экономическая эффективность способа из-за необходимости организации на месторождении системы закачки газа в пласт.

Известны состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий продукт совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 в углеводородном растворе и способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт высоковязкой оторочки из продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 в углеводородном растворе, затем оторочки водного раствора ПАВ - продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-12 за два цикла (патент РФ №2012787, МКИ 5 Е21В 43/22, опубл. 15.05.1994 г. Бюл. №9). Недостатком приведенного состава и способа повышения нефтеотдачи пластов является относительно невысокое увеличение нефтеотдачи, особенно в малопроницаемых терригенных или карбонатных пластах с высоковязкой нефтью, т.к. за счет этого способа может быть отобрана только остаточная нефть, находящаяся в трещинах и высокопроницаемых порах. Кроме этого, данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки месторождения при наличии большого количества разрывов в фронте вытеснения нефти водой и наличия обширных зон, промытых водой. Наиболее близким к заявляемому составу для повышения нефтеотдачи пластов и способу повышения нефтеотдачи пластов является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий полиакриламид и комплексное поверхностно-активное вещество или оксиэтилированный алкилфенол (патент РФ №2485301, МКИ 6 Е21В, опубл. 20.07.2013 г.). Наиболее близким способом повышения нефтеотдачи пластов является способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку в пласт микрогелевого состава, содержащего полиакриламид, сшиватель и воду, а также закачку дополнительно с микрогелевым составом оксиэтилированного алкилфенола или комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ, при этом микрогелевый состав получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 5-10%-ного водного раствора сшивателя - соли алюминия и одновременно оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ при следующем соотношении компонентов, % мас.: полиакриламид 0.03-0,5, сшиватель - соль алюминия 0,005-0,15, оксиэтилированный алкилфенол или комплексное ПАВ 0,05-0,3, вода - остальное, причем перед закачкой микрогелевого состава производят закачку гелеобразующего состава, который получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 3-10%-ного водного раствора сшивателя - соли хрома, при следующем соотношении компонентов, % мас.: полиакриламид 0,1-0,5, сшиватель - соль хрома 0,01-0,05, вода - остальное (патент РФ №2485301, МКИ 6 Е21В, опубл. 20.07.2013 г.).

Недостатком указанного состава для повышения нефтеотдачи пластов и способа повышения нефтеотдачи пластов является их низкая эффективность в залежах со слабопроницаемыми, глинизированными коллекторами, или наоборот, в залежах с высокопроницаемыми пропластками или при наличии естественных или искусственных трещин или при наличии естественных или искусственных трещин. Низкая эффективность обусловлена тем, что при использовании водных растворов полиакриламида со сшивателем (ацетат хрома) черезвычайно сложно локализовать процессы полимеризации (сшивания) полиакриламида в зоне наиболее интенсивной фильтрации воды для гарантированного блокирования водонасыщенных зон с последующим перераспределением фильтрационного потока в застойные зоны и вытеснения остаточной нефти к добывающим скважинам. Низкая успешность закачки водного раствора полиакриламида со сшивателем обусловлена тем, что зачастую происходит преждевременная полимеризация (сшивание) полиакриламида в призабойных зонах и зонах гидродинамического влияния добывающих или нагнетательных скважин. При этом поставленная задача по вытеснению остаточной нефти не выполняется, гидродинамическое качество нагнетательных и добывающих скважин необратимо ухудшается, вплоть до полной потери приемистости нагнетательных и дебита добывающих.

Задача изобретения - увеличение нефтеотдачи и текущих дебитов добывающих скважин на нефтяных залежах с терригенными и карбонатными типами коллекторов и особенно на сложнопостроенных залежах с высокой степенью неоднородности пласта, большим количеством глинистых пропластков и большими остаточными запасами нефти в застойных зонах, а также на месторождениях с высоковязкой нефтью и нефтью с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ и парафина.

Поставленная задача решается:

1. Применением состава для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащим водные растворы поверхностно-активного вещества и полиакриламида, а именно - за счет использования в качестве поверхностно-активного вещества водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла с концентрацией 0,5-15% масс., вода - остальное и использования в качестве водного раствора полиакриламида - водный раствор полиакриламида с молекулярной массой до 18 млн.ед. в концентрации 0,3-5% масс., вода - остальное, причем состав дополнительно содержит водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода в концентрации 0,1-1% масс., вода - остальное, а соотношение компонентов в составе в пересчете на активное вещество имеет следующие значения:

- водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла от 10 до 90%, масс.;

- водный раствор полиакриламида с молекулярной массой 18 млн.ед. от 9,9 до 89% масс.;

- водная суспензия ультрадисперсного нанометрического углерода от 0,1 до 1% масс.

2. Использованием способа повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающего десорбцию остаточной и капиллярной нефти водными растворами поверхностно-активных веществ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе преобразуемых в «микрогель» водных растворов полиакриламида и «сшивателя», например водных растворов солей металлов за счет того, что для десорбции и вытеснения остаточной нефти к добывающим скважинам используют вышеуказанный состав для повышения нефтеотдачи пластов, причем перед закачкой состава предварительно закачивают в нефтяной пласт смесь водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла с концентрацией 0,5-15% масс., и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода в концентрации 0,1-1% масс., проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой, глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала, находящегося в низкопроницаемой части нефтяного пласта, а «сшивания» полиакриламида и формирования «микрогеля» производя непосредственно в нефтяном пласте путем смешения экстрагированных из глинистого материала низкопроницаемой части нефтяного пласта солей металлов и водного раствора полиакриламида. Кроме этого, в осложненных низкими пластовыми давлениями, высокой минерализацией пластовых вод и большим количеством глинистого материала при проведении работ через нагнетательные скважины перед закачкой состава водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода закачивают щелочной буфер, например 1%-3% масс. водного раствора каустической соды в объеме от 0,5 до 1,5 суммарного объема состава по п. 1, водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода, продавливание в нефтяной пласт состава по п. 1, водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода производят пресной водой и(или) щелочным буфером, например, 1-3% масс. водным раствором каустической соды, перед закачкой основного объема состава по п. 1 предварительно закачивают азот в объеме от 10000 нм3 до 100000 нм3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины, пресную воду или щелочной буфер, например 1-3% масс. водный раствор каустической соды в объеме 4-15 м3 на 1 м толщины перфорированной части нефтяного пласта и 0,5%-15% водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла в количестве 2-20 м3 на 1 м толщины юны перфорации нагнетательной скважины, продавливают его в нефтяной пласт пресной водой или 1-3% масс. раствором каустической соды, выдерживают в течение 24-48 часов и осуществляют «излив» (освоение) скважины в дренажную (желобную) емкость.

Решение поставленной задачи обусловлено практически 100% успешностью проведения работ по повышению нефтеотдачи нефтяного пласта с применением заявляемого состава и способа, причем с кратно большим эффектом по сравнению с аналогами и прототипом, обусловленным как кратно большими объемами извлечения остаточной нефти и текущими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН), так и большими значениями дебита по нефти и низкой обводненностью по реагирующим на закачку состава добывающим скважинам нефтяного месторождения. Высокая успешность и кратно большие объемы извлекаемой остаточной нефти обусловлена как самой структурой состава, содержащего водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла, водный раствор полиакриламида до 18 млн. ед. и водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода, обеспечивающие уникальные нефтевытесняющие и нефтеотмывающие способности, так и способом повышения нефтеотдачи нефтяного пласта, содержащего определенную последовательность операций, главная из которых является закачка (перед закачкой состава по п. 1 заявляемого изобретения) в зону соприкосновения низкопроницаемой, глинизированной части нефтяного пласта и фронта вытеснения нефти водой смеси ПАВ в виде 0,5%-15% водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода и экстрагирование из глинистого материала этой смесью солей металлов с последующим образованием из них водного раствора солями металлов. Соли металлов выделяются при разрушении глинистого материала, находящегося в нефтяной залежи, под действием поверхностно-активного вещества - анионного, мицеллообразующего натурального мыла. Соли металлов сорбируются из коллоидного раствора частицами нанометрического ультрадисперсного углерода и переносятся вглубь водного раствора полиакриламида и инициируют там процессы его «сшивания». «Сшитый» полиакриламид образуют, стабилизируют и удерживают во взвешенном состоянии стабилизатором - ультрадисперсным нанометрическим углеродом.

Существенными признаками заявляемого изобретения, изложенными в виде независимого пункта 1 формулы «Состав для повышения нефтеотдачи пластов», являются следующие:

1. Использование в качестве поверхностно-активного вещества водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла обеспечивает десорбцию пленочной и каппилярно удерживаемой нефти с большими показателями в сравнении с аналогами и прототипом (см. табл. 1).

2. Использование смеси водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водного раствора полиакриламида с молекулярной массой 18 млн.ед. позволяет значительно повысить эффективность состава в сравнении с аналогами и прототипом за счет возникающего при определенных соотношениях концентраций водных растворов поверхностно-активного вещества и полиакриламида синергетического эффекта, выраженного в значительном отличии динамической вязкости смеси водных растворов полиакриламида и ПАВ, причем синергетический эффект выражается как в значительном увеличении динамической вязкости, так и напротив - в значительном снижении динамической вязкости. Оба этих явления имеют огромный технологический эффект, поскольку могут быть использованы как для значительного увеличения объемов добычи остаточной нефти за счет лучших вытесняющих способностей высоковязких агентов, так и повышения эффективности состава на участках месторождений, осложненных низкой проницаемостью и рядом других факторов, где требуется закачка больших объемов ПАВ и полиакриламида при низких значениях их динамической вязкости.

3. Использование в составе водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода обеспечивает равномерное диспергирование в объеме смеси водных растворов ПАВ и полиакриламида продуктов десорбции кольматирующих материалов в виде АСПО и продуктов разрушения глинистых материалов, а также эмульгирование десорбированной пленочной и капиллярной нефти, что повышает эффективность состава за счет кратного (не менее чем в 2 раза по сравнению с аналогами) увеличения объемов, вязкости и срока существования высоковязкой оторочки. Использование в составе водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода обеспечивает «захват» кристаллической решеткой микрочастиц ультрадисперсного нанометрического углерода молекул солей металлов, образующихся в результате разрушения под воздействием водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла глинистых материалов, предупреждение агрегирование частиц глинистого материала и молекул солей металлов с последующей их сорбцией на стенках порового пространства нефтяного пласта; также наличие в составе для повышения нефтеотдачи пластов ультрадисперсного нанометрического углерода обеспечивает транспортировку и последующее равномерное распределение молекул солей металлов в объеме смеси водного раствора полиакриламида и водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла с интенсивным образованием из него высоковязкого агента «микрогелевого» типа непосредственно в удаленной от призабойной зоны скважин части нефтяного пласта.

Существенными признаками заявляемого изобретения, изложенного в виде независимого пункта 2 формулы «Способ повышения нефтеотдачи пластов», является следующее:

1. Закачка в нефтяной пласт смеси водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода, «проталкивание» ее к зоне соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой, глинизированной части нефтяного пласта, экстрагирование из глинизированной части нефтяного пласта солей металлов и растворение их в пластовой воде с образованием водного раствора солей металлов обеспечивает получение «сшиваюших» полиакриламид материалов непосредственно в нефтяном пласте без риска проведения «неудачных» работ с потерей гидродинамических свойств скважин, а также облегчает закачку основных объемов смеси полиакриламида и ПАВ, поскольку закачивание их в нефтяной пласт будет происходить в маловязком «несшитом» состоянии.

2. Признаки, изложенные в зависимом п. 3 формулы заявляемого изобретения, обеспечивают наилучшие результаты применение состава для повышения нефтеотдачи пластов и способа повышения нефтеотдачи пластов при реализации изобретения на слабопроницаемых, глинизированных пластах с высокоминерализованной пластовой водой.

Исследования патентной и научно-технической литературы, других известных технических решений в данной и смежных областях науки и техники и анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что подобная совокупность заявленных существенных признаков является новой и ранее нигде не использовалась. В науке и технике нет объекта с идентичной заявленной совокупностью существенных признаков, обладающих высокими техническими и экономическими показателями и позволяющими получить новый технический результат, а именно - прирастить на них извлекаемые геологические запасы нефти за счет использования новых методов вторичной добычи и повысить эффективность разработки нефтяных залежей, образуемых терригенными и карбонатными пластами, в том числе и содержащих высоковязкие нефти с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ и парафина за счет доизвлечения пленочной и капиллярно удерживаемой нефти, а также остаточной нефти из неохваченных процессом заводнения застойных зон.

Все вышеуказанное позволяет сделать вывод о том, что заявляемый «Состав для повышения нефтеотдачи пластов» и «Способ повышения нефтеотдачи пластов» соответствуют критерию «новизна» и «изобретательский уровень», поскольку возможность получения указанного технического результата путем реализации в процессе разработки заявленной совокупности существенных признаков для специалиста не следует «явным образом» из существующего на настоящее время уровня развития техники разработки нефтяных месторождений.

Для доказательства эффективности заявляемого изобретения и его практической полезности при промышленном применении авторами был проведен комплекс лабораторных и промысловых исследований.

Для сравнения поверхностного натяжения и нефтеотмывающих способностей были проведены сравнительные испытания заявляемых авторами водных растворов анионного мицеллообразующего натурального мыла и указанных в прототипе ПАВ - АФ9-121. Основополагающим фактором для нефтеотмывающих и вытесняющих способностей реагента является поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода. Результаты определения межфазного натяжения водных растворов анионного мицеллообразующего натурального мыла по заявляемому изобретению определялись в сравнении с наиболее эффективным и распространенным аналогом АФ9-12 сталогмометрическим методом на приборе СТ-1 на границе раздела водного раствора с дизельным топливом при 20°С. Результаты представлены в табл. 1.

Результаты лабораторных исследований показали снижение поверхностного натяжения в 2 и более раза, что говорит о высоком потенциале мицеллообразующего натурального мыла для использования в технологиях увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта как одной из основных составляющих заявляемого состава. Из таблицы 1 видно, что заявляемый авторами ПАВ - водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - обладает лучшим поверхностным натяжением и соответственно, лучшими нефтеотмывающими способностями.

Для определения оптимальных концентраций и соотношений компонентов в заявляемом составе, а именно соотношение концентраций водных растворов анионного мицеллообразующего натурального мыла и полиакриламида был проведен комплекс лабораторных исследований по определению динамической вязкости состава при различных соотношениях ПАВ и полиакриламида для различных температур. Температуры использовались от 20°С до 90°С, что свойственно для месторождений Урало-Поволжья (20°С-30°С) и Западной Сибири (80°С-90°С). Все данные сведены в таблицы 2-8 и итоговую таблицу 9.

Таким образом, характер данных сводной таблицы 6 свидетельствует, что во всем диапазоне исследованных концентраций наблюдается «синергетический эффект» по важнейшему показателю вытесняющего агента - динамической вязкости смешения, причем «синергетический эффект» в диапазоне концентрации полиакриламида от 0,05 до 0,07% масс. имеет положительное значение во всем диапазоне температур при концентрации ПАВ (АМНМ) 1% масс. Во всех остальных диапазонах концентраций ПАВ (АМНМ) и температур имеет отрицательные значения. Кроме этого, из таблиц 2-5 видно, что в ряде наиболее распространенных рабочих диапазонов от 0,05% до 0,07% масс. смесь водных растворов полиакриламида молекулярной массой до 18 млн.ед. и анионного мицеллообразующего натурального мыла (АМНМ) динамическая вязкость смеси ПАВ и полиакриламида выше чем у полиакриламида с такой же суммарной концентрацией. Таким образом, замена части объема водного раствора полиакриламида на ПАВ происходит без потери его вязкости, а в некоторых соотношениях концентрации и с превышением значений по динамической вязкости. Эти свойства заявляемого «состава для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов» позволяют достичь больших значений по объему извлекаемой вторичной нефти, поскольку при равных значениях расхода водного раствора полиакриламида в заявляемом составе за счет введения водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла достигаются в 1,5-2,5 раза большие значения по динамической вязкости вытесняющего агента. Кроме этого, при проведении работ на низкопроницаемых нефтяных пластах в условиях низкой приемистости нагнетательных скважин закачка более концентрированных составов АМНМ и ПАА в пропорциях, когда наблюдается максимальное снижение вязкости, позволит провести работы в более короткие сроки и быстрее «протолкнуть» состав из призабойной зоны в более дальнюю зону пласта с одновременным их растворением пресной водой. При этом состав достигнет максимальной вязкости в более дальней зоне пласта и не повлияет на приемистость нагнетательной скважины. Поэтому в зависимости от характера геолого-промысловой обстановки в зоне проведения работ по увеличению нефтеотдачи нефтяных пластов данное положительное свойство заявляемого состава может быть реализовано путем либо увеличения объема высоковязкого агента с сохранением его вязкостных свойств (увеличение охвата при вытеснении), либо путем кратного увеличения вязкости агента (увеличение вытесняющей способности на определенных, локальных участках).

Использование состава в концентрациях компонентов на уровне ниже заявленных нецелесообразно, поскольку не позволяет сформировать массу вытесняющего агента в достаточных для реализации способа объемах с приемлемыми нефтевытесняющими способностями, т.е. имеющую достаточно прочную структуры и вязкость.

Практическая применимость технического решения в соответствии с заявляемым изобретением авторами была подтверждена промысловыми испытаниями на Приобском (результаты в табл. 7., табл. 8) и Черногорском (результаты в табл. 9) нефтяных месторождениях Западной Сибири. На Приобском месторождении испытания проводились в мае 2013 г. на 3 нагнетательных скважинах. Закачку состава производило ООО «ТЕХСЕРВИС». Куст №62, Объект разработки - нефтяной пласт АС 10. Буферное давление на всех скважинах составляло 19,1-19,3 МПа, давление кровли пласта 34,5-36,5 МПа. Цель проведения испытаний заключалась в повышении приемистости нагнетательных скважин за счет очистки призабойной зоны пласта от кольматирующих частиц, глины, остатков продуктов реакции после обработки скважины другими реагентами, а также доказательства возможности образования из них высоковязкой оторочки из коллоидного раствора и перемещение ее в пласте на значительные расстояния. Результаты испытаний представлены в табл. 8 и табл. 9.

Результаты испытания в реальных промысловых условиях на Приобском нефтяном месторождении показали практическую применимость, полезность, технологическую и экономическую эффективность заявляемого изобретения. В результате закачки состава по заявляемому изобретению во всех нагнетательных скважинах достигнут положительный эффект. Во всех скважинах, а особенно в скважине №35931, после состава наблюдается скачкообразный рост приемистости в 2-2,5 раза с последующим интенсивным снижением от максимального значения и стабилизацией на уровне 108-170% от первоначальной приемистости. В табл. 8 представлены данные интерпретации результатов промысловых испытаний. Интерпретация результатов промысловых испытаний позволяет сделать однозначные выводы о соответствии механизма взаимодействия заявляемого состава с породой - коллектором и пластовыми флюидами. В результате этого взаимодействия в нефтяном пласте действительно образуется высоковязкая субстанция, в результате взаимодействия которой с пластовыми флюидами и коллектором реализуется механизм доизвлечения нефти из пласта. Продуктивные пласты АС 10 Приобского месторождения, как и пласты АС на других месторождениях Тюменской области, характеризуются большим количеством глинистых переслаивающихся пропластков и повышенным содержанием глинистого материала в толще терригенного нефтяного пласта. Последующее после закачки состава резкое увеличение приемистости свидетельствует об интенсивных процессах десорбции с поверхности породы пласта-коллектора кольматирующего материала в виде глинистых частиц, асфальто-смоло-парафиновых отложений и остатков продукций реакции предыдущих обработок. Десорбция кольматирующего материала сопровождается резким увеличением проницаемости в прилегающей к забою нагнетательной скважины зоне репрессии пласта и, как следствие, к интенсивному проталкиванию десорбированного материала дальше в пласт нагнетаемой водой. Некоторое замедление темпов закачки после 1-2 суток после закачки двухкомпонентного реагента в нефтяной пласт свидетельствует о формировании в нефтяном пласте высоковязкой оторочки из смеси состава с десорбированными глинистыми частицами в виде коллоидного раствора и микроэмульсии. Некоторое снижение приемистости от достигнутого максимума свидетельствует о начале формирования фильтрационных потоков с «поршневым» характером вытеснения, характеризующимся перераспределением фильтрационных потоков из наиболее проницаемых, помытых водой зон пласта в менее проницаемые и менее промытые зоны пласта с более высоким содержанием остаточной, пленочной и капиллярно удерживаемой нефти, что, как правило, сопровождается ростом давления и некоторым снижением приемистости.

Для подтверждения практической применимости и полезности на Черногорском нефтяном месторождении проводились работы по повышению нефтеотдачи нефтяного пласта путем закачки в нефтяной пласт заявляемого состава с соблюдением порядка выполнения технологических операций в соответствии с п. 2 заявляемой формулы изобретения. Работы проводились 23-25 июня 2014 г. В нагнетательную скважину №41066 была закачена смесь водных растворов полиакриламида молекулярной массой до 18 млн.ед. и мицелообразующего натурального мыла в общем количестве 60 м3. При этом было закачено 30 м3 водного раствора анионного мицеллообразующего мыла с концентрацией 1% масс. и 30 м3 полиакриламида с молекулярной массой до 18 млн. ед. с концентрацией 0,5% масс. Закачку производили двумя партиями. В связи с тем, что степень выработки нефтяного пласта была очень высокой и обводненности добывающих скважин превышали 95% масс., сначала закачали 20 м3 0,5% масс. водного раствора полиакриламида с молекулярной массой до 18 млн.ед. для предотвращения преждевременного «ухода в пласт» состава и размыва его в пласте. Затем закачали 40 м3 смеси водных растворов анионного мицеллообразующего натурального мыла (20 м3, 1% масс.) и полиакриламида молекулярной массой до 18 млн.ед. (10 м3, 0,5%). Смешение производили на устье скважины в емкости агрегата ЦА-320. В результате практической реализации заявляемого изобретения на Черногорском нефтяном месторождении достигнут положительный результат в виде снижения обводненности и увеличения дебита по нефти реагирующих добывающих скважин. Результаты сведены в таблицу 9.

Таким образом на закачку 60 м3 состава по заявляемому изобретению в нагнетательную скважину №41066 на Черногорском нефтяном месторождении прореагировало 5 скважин. Все прореагировавшие скважины увеличили дебит по нефти от 10% до 30% в зависимости от дальности расположения от нагнетательной скважины и структуры пласта. Суммарный эффект за 4 месяца достиг 232,5 тонны нефти, что является хорошим показателем, так как дебиты большинства скважин имели ярко выраженную тенденцию к интенсивному снижению дебита по нефти, а обводненности их составляли от 96 до 99%. Обводненность по добывающим скважинам в результате применения мероприятия дополнительно снизилась в среднем на 1%. Таким образом, испытания заявляемого состава и способа на Черногорском нефтяном месторождении путем закачки 60 м3 заявляемого состава в нагнетательную скважину №41066 полностью подтвердили критерии изобретения техническая осуществимость и полезность. Достигнут положительный технологический и экономический эффект, так как стоимость состава и работ по его закачке приблизительно в 2-3 раза ниже стоимости дополнительно добытой нефти, рассчитанной по внутренним ценам нефтедобывающей компании.

Для подтверждения эффективности использования водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода для удержания во взвешенном состоянии и переноса солей металлов, экстрагированных из глинистого материала, был поставлен лабораторный эксперимент. Смысл эксперимента заключалась в сравнении вязкости водного раствора полиакриламида, сшитого солями металлов, экстрагированных из глинистого материала посредством водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла (вариант 1), и смеси водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водного раствора ультрадисперсного нанометрического углерода с размером частиц от 30 до 100 нм (вариант 2). Диспергирующие способности указанной суспензии оценивались по разнице вязкостей с полиакриламидом, сшитым без суспензии непосредственно после экстрагирования (в течение 3-7 мин). Удерживающие способности суспензии оценивались после замера вязкости полиакриламида после взаимодействия (смешения), с отстоянными в течение 1-24 часа водными растворами анионного мицеллообразующего натурального мыла с экстрагированными из глинистого материала солями металлов (вариант 1) в сравнении с отстоянными в течение 1-24 часа смесями водного раствора анионного мицеллообразующего натурального мыла и водной суспензии ультрадисперсного нанометрического углерода с размером частиц от 30 до 100 нм с экстрагированными из глинистого материала солями металлов (вариант 2). Результаты эксперимента представлены в таблице 10.

Из таблицы 10 видно, что присутствие УДНМУ в водном растворе АМНМ позволяет интенсифицировать процессы сшивания полиакриламида (вязкость водного раствора полиакриламида в присутствии УДНМУ немного возрастает, при этом при сшивании полиакриламида отстоянными водными коллоидными растворами АМНМ и смесью коллоидных водных растворов АМНМ и УДНМ в различных концентрациях разница в вязкостях значительно возрастает. Для смеси коллоидного раствора АМНМ и ПАА вязкость снижается в 4,5 раза, при этом с увеличением времени отстоя возрастает и при отстое в течение 24 час достигает максимального значения и отличается в 2 раза. В то же время снижение вязкости при сшивании водного раствора полиакриламида отстоянными смесями водных растворов АМНМ и УДНМУ весьма незначительно и даже при отстое в течение 24 часов снижение вязкости составляет около 50%.

Практическая реализация заявляемого изобретения в сложных геолого-промысловых условиях требует применения некоторых дополнительных технологических операций и приемов, а в некоторых случаях кратного увеличения концентрации исходных компонентов состава в сравнении с рабочими концентрациями. Так, например, указанные в описании пределы концентрации АМНМ от 0,5 до 15% масс. и ПАА от 0,3 до 5% масс. значительно превышают рабочие концентрации АМНМ и ПАА, которые составляют от 0,5 до 2.5% масс. для АМНМ и от 0,3 до 1,5% масс. для ПАА, что обусловлено необходимостью сохранения рабочих значений концентраций АМНМ в призабойной зоне пласта и более дальней зоне пласта при реализации заявляемого изобретения на нефтяных месторождениях с высокопроницаемыми (свыше 250-300 дарси), сильно обводненными нефтяными пластами, при значении обводненности продукции скважин свыше 90-95% и при высоких значениях приемистости нагнетательных скважин, а также в условиях заводнения нефтяных пластов пресной или слабоминерализованной, например морской, водой. В таких условиях закачка указанных водных растворов ПАА и АМНМ и их композиции при рабочих значениях концентрации АМНМ и ПАА приведет к сильному разбавлению растворов в призабойной зоне пласта и более дальней зоне пласта во время продавливания состава в пласт и после запуска нагнетательной скважины в работу. Верхние значения концентрации АМНМ-15% и ПАА-5% установлены в заявляемом изобретении из технологических соображений, поскольку до значений концентрации в 15% водный раствор АМНМ представляет собой однородный гель без комков и сгустков и может перекачиваться имеющимися на нефтяных промыслах агрегатами ЦА-320 и их аналогами. При увеличении концентрации свыше 15% в водном растворе АМНМ начинают образовываться сгустки и хлопья, а при превышении значения концентрации в 30-35% водный раствор АМНМ начинает разделяться на твердое мыльное тело и водную фазу и в таких условиях не может перекачиваться обычными насосами. При условии интенсивного разбавления водного раствора ПАА в призабойной зоне и более дальней зоне нефтяного пласта исходная концентрация водного раствора ПАА также должна быть повышена в несколько раз выше рабочих концентраций ПАА, но не более 5%, поскольку при концентрациях свыше 5% растворение ПАА непосредственно на устье скважины перед закачкой весьма проблематично, при превышении этого значения в процессе растворения начинают образовываться комки и сгустки, которые забивают клапаны насосов агрегата, оседают на дне емкостей и раствор ПАА закачивается фактически в «полусухом виде», т.к. зачастую комок сухого ПАА в емкости представляет собой шароподобный комок, внутри которого находится сухой порошкообразный ПАА, а снаружи - слой растворенного, гелеобразного высококонцентрированного водного раствора ПАА, который не пропускает воду внутрь комка. Использование же водных растворов ПАА и АМНМ в концентрациях до 5% и 15% масс. соответственно обеспечит быструю закачку в нефтяной состав, поскольку необходимый для проведения операции общий объем состава снижается в несколько раз, и позволит эффективно осуществить операции за счет разбавления растворов ПАА и АМНМ до рабочих концентраций в призабойной и более дальней зоне пласта при реагировании и запуске нагнетательной скважины в работу.

При осуществлении работ в соответствии с заявляемым изобретением на низкопроницаемых, глинизированных нефтяных пластах при низких значениях приемистости нагнетательных скважин (ниже 30-50 м3 сут) количество экстрагированных солей металлов, количество и вязкость образовавшегося в результате воздействия водного раствора АМНМ на глинистый материал коллоидного раствора может быть чрезмерным, что приведет к образованию в призабойной зоне нефтяного пласта высоковязкого коллоидного раствора, смешение которого с водным раствором ПАА приведет потере приемистости нагнетательной скважины, поскольку может возникнуть ситуация, при которой для продавливания его в нефтяной пласт потребуется давление, превышающее предельные давления, установленные нормативами для данного типа нагнетательных скважин в регионе (как правило, 15,0-25,0 МПа). Перед закачкой состава и смеси водного раствора АМНМ и водной суспензии УДНМУ в такой ситуации необходимо провести мероприятия по повышению приемистости нагнетательной скважины и удалению из призабойной зоны пласта излишнего глинистого материала. Для повышения приемистости нагнетательной скважины и удаления излишнего глинистого материала перед закачкой смеси АМНМ и суспензии УДНМУ осуществляют закачку щелочного буфера - 1-3%-ного водного раствора каустической соды в объеме 0,5-1,5 суммарного объема состава (смеси водных растворов АМНМ, ПАА и суспензии УДНМУ) и смеси водного раствора АМНМ и суспензии УДНМУ. Затем щелочной буфер продавливают в нефтяной пласт пресной водой или 1-3%-ным водным раствором каустической соды (щелочным буфером). Перед закачкой состава из водных растворов АМНМ, ПАА и водной суспензии УДНМУ осуществляют закачку азота в объеме 10000-100000 нм3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины для последующего эффективного освоения нагнетательной скважины и вытеснения частиц глинистого материала и прореагировавшего водного раствора АМНМ и щелочного буфера. Пресную воду или щелочной буфер закачивают в объеме 4-15 м3 на 1 м толщины перфорированной части нефтяного пласта. 0,5-15%-ный водный раствор АМНМ закачивают в количестве 2-20 м3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины. После закачки щелочного буфера или буфера из пресной воды, азота и водного раствора АМНМ продавливают все это в нефтяной пласт пресной водой или 1-3%-ным раствором каустической соды. Затем выдерживают 24-48 час и осуществляют освоение скважины в желобную емкость. При освоении скважины в желобную емкость закаченный ранее азот способствует быстрому вытеснению продуктов реакции к забою нагнетательной скважины и, в последующем, попадая в насосно-компрессорные трубы, разгазирует столб жидкости - при этом давление на забой скважины снижается и она осваивается в кратчайшие сроки. После освоения скважины и очистки призабойной зоны от глинистого материала и отложений асфальтенов и парафина производят замер приемистости нагнетательной скважины от агрегата. По результатам замера приемистости производят закачку состава, при этом объем состава определяют исходя из объема жидкости, принимаемой скважиной в пределах 0,5-3 объема суточной приемистости скважины при давлениях закачки в пределах 0,8-0,9 от предельных. Для подтверждения эффективности и технической возможности реализации заявляемого изобретения была проведена закачка заявляемого состава в низкопроницаемый, глинизированный пласт Д1а Павловской площади Ромашкинского месторождения. Закачку состава по п. 1 формулы изобретения производили в соответствии с п. 2 и п. 3 заявляемого изобретения. Закачку проводили 20-23.11.2015 г. через нагнетательную скважину №19410 с целью повышения ее приемистости и извлечения остаточной нефти путем ее отмыва и вытеснения к добывающим скважинам Павловского участка, пробуренным на пласт Д1а. Всего предварительно закачали щелочной буфер в виде 3% водного раствора каустической соды в объеме 8 м3, затем закачали водный 7% раствор АМНМ в объеме 8 м3, затем протолкнули его в пласт щелочным буфером - 3% раствором каустической соды в объеме 10 м3. После этого закачали состав по п. 1 формулы композицию из 3% водного раствора АМНМ, 0,3% водного раствора ПАА, и 0,1% водную суспензию УДНМУ в соотношении 90/9,9/0,1 и продавили ее в пласт 100 м3 пресной воды. Выдержали на реагирование в течение 36 часов, освоили скважину путем излива 3 м3 скважинной жидкости в желобную емкость и запустили скважину в работу. По результатам работ приемистость возросла с 15 м3/сут до 28 м3/сут, давление закачки снизилось с 13,5 мПа до 13,0 мПа. Работы на нефтяном пласте Д1а признаны успешными, результаты - удовлетворительными.

Окончательные выводы об эффективности технологии будут сделаны после исследования профиля приемистости скважины и изменений показателей добывающих скважин (дебита, обводненности, динамического уровня). Таким образом, результаты работ на скважине 19410 подтверждают эффективность и техническую возможность заявляемого способа.

1. Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащий водные растворы поверхностно-активного вещества - ПАВ и полиакриламида - ПАА, отличающийся тем, что содержит в качестве раствора ПАВ 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн.ед. и дополнительно 0,1-1%-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор АМНМ 10-90, указанный раствор ПАА 9,9-89, указанная суспензия 0,1-1.

2. Способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающий десорбцию остаточной и капиллярной нефти водными растворами поверхностно-активных веществ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов полиакриламида, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов, отличающийся тем, что используют состав по п. 1, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0,1-1%-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля.

3. Способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов по п. 2, отличающийся тем, что перед закачкой указанной смеси осуществляют закачку щелочного буфера - 1-3%-ного водного раствора каустической соды в объеме 0,5-1,5 суммарного объема состава по п. 1 и указанной смеси, продавливание в нефтяной пласт указанных состава и смеси осуществляют пресной водой и/или щелочным буфером - 1-3%-ным водным раствором каустической соды, перед закачкой состава по п. 1 осуществляют закачку азота в объеме 10000-100000 нм3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины, пресную воду или указанный щелочной буфер используют в объеме 4-15 м3 на 1 м толщины перфорированной части нефтяного пласта и 0,5-15%-ный водный раствор АМНМ - в количестве 2-20 м3 на 1 м толщины зоны перфорации нагнетательной скважины, продавливают его в пласт пресной водой или 1-3%-ным раствором каустической соды, выдерживают 24-48 час и осуществляют освоение скважины в желобную емкость.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей, экономия растворителя за счет избирательной закачки.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.

Изобретение относится к применению биоцидов в нефтяных месторождениях. Способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, включающий введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида, выбранного из приведенной группы, где при введении инкапсулированного биоцида и после предварительно определенного периода времени, биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование, жидкость для обработки скважины дополнительно содержит неинкапсулированный биоцид, и инкапсулированному биоциду свойственен такой профиль высвобождения, что инкапсулированный биоцид обеспечивает начальную концентрацию биоцида, способную обеспечить немедленный контроль микробного роста в пределах подземного образования и ствола скважины, и замедленное высвобождение биоцида для долгосрочного контроля микробного роста.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для бурения в осложненных условиях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глушении скважин. Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно - ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - повышение скорости проходки долота в карбонатных породах, сокращение времени бурения скважин, уменьшение коррозии бурильной колонны и поверхности оборудования.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня. Способ включает глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа. При этом газообразный агент выбран из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. Закачивают в затрубное пространство герметизирующий состав, представляющий собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Осуществляют выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины. В технологическом отстое скважину выдерживают в течение по меньшей мере двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины. Техническим результатом является ликвидация негерметичности колонн нефтегазовых скважин, повышение надежности эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, увеличение продолжительности действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне. 7 ил., 4 табл.
Наверх