СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД
METHOD OF SELECTIVE INSULATION OF FLUID ENTRY

Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.
Известны способы селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, заключающиеся в последовательной закачке в пласт буферной жидкости, тампонирующего состава и продавочной жидкости (например, а.с. СССР № 905440 Е21В 43/32, 1982 г.).
Наиболее близким к предлагаемому является способ селективной изоляции притока пластовых вод, в котором в качестве буферной жидкости используют водный раствор карбоната натрия, а в качестве тампонирующего состава используют бентонит, силикат натрия, полимер и воду при соотношении компонентов, мас.%:
Бентонит
5-10
Силикат натрия
2-4
Полимер
0,1-0,3
Вода
остальное
(см. заявка РФ № 92011390/03 от 11.12.92, опубл. 20.04.95, Е21В 33/138).
Недостатком известных способов, в т.ч. прототипа, является недостаточная надежность изоляции водопритока из-за недостаточно высоких структурно-механических свойств тампонирующего состава.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока за счет улучшения структурно-механических свойств тампонирующего состава.
3
3
Технический результат достигается тем, что в способе селективной изоляции притока пластовых вод, включающем последовательную закачку в пласт опрессовочной жидкости, предварительной буферной жидкости, тампонирующего состава, последующей буферной жидкости и продавочной жидкости, причем тампонирующий состав содержит глинистый компонент, натрий силикат и пресную воду, новым является то, что в качестве опрессовочной и продавочной жидкости используют пластовую воду, а в качестве буферной жидкости используют пресную воду в количестве не более 1 м предварительной и не более 0,5 м последующей, в тампонирующем составе используют в качестве глинистого компонента измельченный керамзит и дополнительно натрий кремнефтористый, натрий углекислый и поверхностно-активное вещество - ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Измельченный керамзит
17,5-22,5
Натрий силикат
45-60
Натрий кремнефтористый
4,5-5,5
Натрий углекислый
1-3
ПАВ
0,001-0,005
Вода пресная
остальное
При этом керамзит измельчают до фракции менее 0,4 мм.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе использована новая композиция тампонирующего состава, в котором в качестве наполнителя использован измельченный до состояния пыли или мелких гранул (менее 0,4 мм) керамзит, который играет роль сшивателя и структурообразователя, что обеспечивает образование однородной суспензии, и в конечном результате образование однородно прочного камня.
Водный раствор силиката натрия (жидкого стекла) является растворителем химреагентов и стеклообразователем.
Натрий кремнефтористый играет роль отвердителя жидкого стекла, который хорошо растворим в водных растворах последнего, при этом его количество по отношению к жидкому стеклу (см. табл.1) берется из оптимального расчета, позволяющего создавать прочные камни.
ПАВ, в частности неонол или нефтенол (эквиваленты), выполняет роль замедлителя реакции отверждения жидкого стекла. Количество ПАВ зависит от условий проведения операции (температура, давление, время подготовки и закачки) исходя из расчетного времени начала схватывания тампонирующего состава (см. табл.2).
Натрий углекислый (карбонат натрия) после отверждения жидкого стекла и образования камня в пласте улучшает механические свойства камня и снижает его водопроницаемость при взаимодействии с пластовой водой, содержащей соли поливалентных металлов, преимущественно магния и кальция. При контакте пластовой воды, содержащей соли магния и кальция, происходит реакция карбоната натрия с ними с образованием водонерастворимых карбонатов «реакции (1) и (2)»:
3
3
Существенным признаком изобретения является и то, что в качестве буферной жидкости использована пресная вода в объемах не более 1 м и не более 0,5 м соответственно до и после тампонирующего состава, которая отделяет его от опрессовочной пластовой воды с одной стороны и продавочной пластовой воды с другой.
Указанные объемы пресной воды определены опытным путем исходя из условия, что их защитный эффект необходим только во время закачки и к моменту доставки тампонирующего состава в пласт пресная вода должна практически полностью смешаться с пластовой.
В условиях пласта до начала затвердевания тампонирующего состава при контакте с ним опрессовочной и продавочной пластовых вод с одной и другой стороны образуются водонерастворимые вяжущие соединения (силикаты кальция и магния) «согласно реакции (3) и (4)», обладающие высокими адгезионными свойствами, которые создают экранирующие слои, препятствующие выносу и разбавлению тампонирующего состава:
После затвердевания тампонирующего состава и образования камня проникновение в его поры пластовой воды способствует улучшению механических и фильтрационных свойств камня, благодаря наличию в составе карбоната натрия «см. реакции (1) и (2)».
Способ приготовления тампонирующего раствора
3
В емкость для приготовления раствора наливают расчетное количество товарного силиката натрия плотностью 1500 кг/м (±50), добавляют расчетное количество пресной воды, перемешивают, добавляют расчетное количество остальных реагентов и перемешивают насосным агрегатом до получения однородной суспензии.
В таблице 1 приведены варианты тампонирующего состава.
Таблица 1
Компонентный состав, мас.%
Варианты
А
Б
В
1. Измельченный керамзит
17,5
20,0
22,5
2. Силикат натрия
45
52,5
60
3. Натрий кремнефтористый
4,5
5,0
5,5
4. Карбонат натрия
3
2
1
5. ПАВ (неонол* или нефтенол**)
0,001*
0,003**
0,005**
6. Вода
29,999
20,497
10,995
Способ проведения работ по изоляции водопритока в нефтяных, или газовых, или нефтегазовых скважинах
3
3
На устье скважины посредством насосных агрегатов проводят опрессовку нагнетательных трубопроводов пластовой водой, после чего осуществляют закачку предварительной буферной пресной воды в объеме не более 1,0 м, следом закачку тампонирующего раствора, затем закачку последующей буферной пресной воды в объеме не более 0,5 м и наконец, закачку продавочной пластовой воды в объеме НКТ, после чего скважину закрывают на расчетное время затвердевания тампонирующего состава и образования в поровом пласте цельного камня.
В таблице 2 приведены технические характеристики образующегося в пласте камня, варианты в соответствии с табл.1.
Таблица 2
Показатели
Варианты
А
Б
В
1. Адгезионная прочность, МПа
3-4
4-5
5-6
2. Водонепроницаемость, МПа
12-13
13-14
14-15
3. Предел прочности при сжатии, МПа
8-10
10-12
12-14
4. Предел прочности при изгибе, МПа
4-5
5-6
6-7
5. Начало схватывания, ч
6-7
5-6
4-5
Объем необходимого гидроизоляционного раствора зависит от интервала перфорации, пористости и проницаемости обводненного участка ПЗП и определяется расчетным путем.
Время затвердевания состава и образования стойкого камня в пластовых условиях составляет не менее 12-72 часов и зависит от температуры пласта, таблица 3.
Зависимость затвердевания тампонирующего состава от температуры.
Таблица 3
Температура
Время затвердевания
Ниже 25°С
Не менее 72 часов
25-50°С
Не менее 48 часов
50-70°С
Не менее 24 часов
Выше 70°С
Не менее 12 часов
В таблице 4 приведены сравнительные результаты лабораторных исследований в поровых кернах предлагаемого способа в сравнении с прототипом.
Таблица 4
№
Исходная проницаемость керна, дарси
Прототип
Предлагаемый способ
Проницаемость керна после закачки, дарси
Эффективность, %
Проницаемость керна после закачки, дарси
Эффективность %
1
6,3
3,8
40
0,78
87,6
2
4,6
2,1
54
0,46
90,0
3
3,2
1,3
59
0,21
93,4
4
2,8
1
61
0,12
95,7
5
1,9
0,7
63
0,06
96,8
6
1,3
0,46
65
0,03
97,7
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает создание прочного гидроизоляционного барьера, проницаемость которого на порядок меньше, чем у прототипа.