Спосіб обмеження водоприпливу у свердловину

Реферат: Спосіб обмеження водоприпливу у свердловину включає послідовне нагнітання у пласт двох порцій розчину полімеру "Полікар". Попередньо виготовляють першу порцію з розчиненого у прісній воді полімеру "Полікар" та додатково введену у останній катіонактивну поверхневоактивну речовину. Потім виготовляють другу порцію, з розчиненого у прісній воді полімеру "Полікар" та додатково введену у останній неіоногенну поверхнево-активну речовину. Другу порцію притискують у пласт мінералізованою водою в об'ємі, що перевищує об'єм НКТ, як мінімум у 1,2 рази. Залишають свердловину під тиском на 12-48 годин для формування гідроізолюючого екрану. UA 84839 U (12) UA 84839 U UA 84839 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до нафтогазової галузі, зокрема до способів обробки нагнітальних і видобувних свердловин потоковідхиляючими і водоізолюючими рідинами, а саме до ремонтно-ізоляційних робіт, що пов'язані з обмеженням припливу пластових вод у видобувні свердловини, та регулюванням процесу витіснення вуглеводнів потоковідхиляючими рідинами через нагнітальні свердловини. Відомий спосіб обмеження водоприпливу у свердловину, що включає нагнітання в пласт полімерної композиції "Полікар" при концентрації 0,03-3 % (Акульшин О.О., Зарубін Ю.О., Височанський З.М., Патра В.Д. Регулювання процесу витіснення нафти Бугруватівського родовища з метою підвищення нафтогазовидобутку при використанні полімерної композиції Полікар// Збірник наукових праць наук. - практ. конф. "Стан і перспективи розробки родовищ нафти і газу України" (18-21 листопада 2003 року). - Івано-Франківськ: ІФІНГ, 2003. - С 177-180). Використання відомого способу дозволяє блокувати порові канали пластів та зменшувати приплив пластової води у видобувну свердловину і відповідно збільшувати її дебіт за нафтою. Однак, відомий спосіб має і деякі недоліки. По-перше, через високу в'язкість полімерної композиції у пластах створюється бар'єр незначного розміру, що обмежує технологічний ефект через зменшення тривалості його перебування в поровому просторі. По-друге, відомий спосіб володіє недостатнім блокуючим ефектом, особливо у привибійній зоні пласта, де створюються умови для швидкого винесення полімеру з пласта. Найбільш ближчим у технічному вирішенні є відомий спосіб обмеження водоприпливу у свердловину, що включає послідовне нагнітання в пласт порції розчину полімеру "Полікар" та порції розчину полімеру "Полікар" в суміші з силікатом натрію, а протиснення полімерного розчину у пласт здійснюється підкисленою або мінералізованою хлоркальцієвою типу водою (патент України № 52041 А, Е21В 33/13). Використання відомого способу дозволяє блокувати порові канали, особливо у привибійній зоні пластів завдяки контакту силікату натрію з кислотою або іонами кальцію чи магнію та зменшувати приплив пластової води у видобувну свердловину і відповідно збільшувати її дебіт за нафтою. Однак, відомий спосіб має і деякі недоліки. Через високу в'язкість полімерної композиції у пластах створюється бар'єр незначного розміру, що обмежує технологічний ефект через зменшення тривалості його перебування в поровому просторі. В основу корисної моделі було покладено завдання створити спосіб обмеження водоприпливу у свердловину, в якому за рахунок використання нових хімічних реагентів досягається проведення обробки із більшим блокуючим та довготривалим ефектом. Це досягається шляхом послідовного нагнітання у пласт двох порцій розчину полімеру "Полікар": Першу порцію виготовляють з розчиненого у прісній воді полімеру "Полікар" та додатково введену у останній катіоноактивну поверхнево-активну речовину. Другу порцію виготовляють з розчиненого у прісній воді полімеру "Полікар" та додатково введену у останній неіоногенну поверхнево-активну речовину. Другою порцією притискують у пласт мінералізованою водою в об'ємі, що перевищує об'єм НКТ, як мінімум у 1,2 рази, після чого залишають свердловину під тиском на 12-48 годин для формування гідроізолюючого екрану. Використання запропонованого способу дозволяє збільшити блокуючий ефект завдяки утворенню гідроізолюючого екрану значної площі та використанню двох механізмів блокування. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1) перша порція розчину полімеру "Полікар" додатково містить катіонактивну поверхневоактивну речовину при концентрації 1-15 %; 2) друга порція розчину полімеру "Полікар" додатково містить неіоногенну поверхневоактивну речовину при концентрації 1-10 %. Збільшення блокуючого ефекту досягається завдяки утворенню гідроізолюючого екрану значної площ і та використанню двох механізмів блокування. Гідроізолюючий екран значної площі утворюється завдяки нагнітанню першої порції розчину полімеру "Полікар", яка характеризується низькими показниками динамічного коефіцієнту в'язкості. Зниження в'язкості розчину "Полікар" пов'язано з використанням поверхнево-активних речовин у їх складі. Наприклад, введення катіонних ПАР у полімерний розчин призводить до його розрідження. Так, у разі використання катапіну (КИ-1) в'язкість 0,5 % розчину "Полікару" зменшується з 306 мПас до 270 мПас при 5 % концентрації, до 234 мПас; при 10 % концентрації та до 198 мПас при 15 % концентрації. Така ж тенденція спостерігається і при використанні коразолу (зменшення відповідно становить 263, 225 та 179 мПас) та ХОСП-10 (зменшення відповідно становить 250, 201 та 154 мПас).В той же час встановлено, що неіоногенні поверхнево-активні речовини здатні збільшувати в'язкість полімерного розчину. Так, додаткове введення 5 % жириноксу збільшує 1 UA 84839 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 в'язкість 0,5 % розчину "Полікару" з 306 мПас до 371мПа'с, а при 10 % концентрації жириноксу до 415 мПас. Така ж тенденція спостерігається і при використанні ріпоксу (збільшення відповідно становить 358 та 394 мПас) та інших ΗΠΑΡ. Зниження в'язкості полімерного розчину при його фільтрації у поровий простір при всіх інших рівних умовах спричиняє до більш глибокого проникнення полімеру "Полікар" в пласт, що підлягає блокуванню. Завдяки цьому, вказаний полімер у суміші з катіоноактивним ПАР здатний утворювати гідроізолюючий екран значної площі, що забезпечує йому довше перебування у поровому середовищі, сповільнюючи його витиснення, а також дозволяє витримувати більші перепади тиску. При цьому також необхідно враховувати здатність першої порції розчину полімеру "Полікар" поступово відновлювати свою в'язкість у порових умовах. Це буде відбуватись завдяки адсорбції катіоноактивної ПАР на поверхні породи в результаті чого його концентрація в полімерному розчині буде зменшуватись. За рахунок цього в'язкість суміші буде поступово зростати по мірі зменшення її концентрації. А зростання в'язкості полімерного розчину в пластових умовах в поровому колекторі дозволяє створити там високов'язкий бар'єр, який буде перешкоджати подальшій фільтрації води з пласта до вибою свердловини. В результаті адсорбції катіонних ПАР на поверхні пласта відбувається гідрофобізація привибійної зони пласта. За рахунок цього вуглеводні будуть адсорбуватись на поверхні пласта, що в комплексі з полімером "Полікар" буде посилювати блокуючу здатність запропонованого розчину. Відповідно збільшення в'язкості полімерного розчину при його фільтрації у поровий простір при всіх інших рівних умовах спричиняє до обмеження проникнення полімеру "Полікар" в суміші з неіоногенним ПАР в пласт, що підлягає блокуванню. Проте, завдяки високій в'язкості такий полімерний розчин здатний витримувати високі перепади тиску, що виникають у привибійній зоні пласта при фільтрації води. Такий механізм дії в комплексі з утворенням нашарування полімерних частинок "Полікару" в порових каналах пласта ще в більшій мірі зменшить здатність полімерного розчину до винесення з пласта, що підлягає блокуванню. Технологія приготування запропонованих розчинів полягає в наступному. При перемішуванні у прісній воді поступово розчиняють спочатку полімер "Полікар", а потім поверхнево-активну речовину. Приклад 1. В 98,97г (98,5 мас. %) прісної води поступово розчиняють 0,03 г (0,03 мас. %) полімеру "Полікар" та 1 г (1,0 мас. %) катапіну (КИ-1). Приклад 2. В 91,0 г (91,0 мас. %) прісної води поступово розчиняють 1 г (1,0мас. %) полімеру "Полікар" та 8 г (1,0 мас. %) інгібітора СВК. Приклад 3. В 82 г (82,0 мас. %) прісної води поступово розчиняють 3 г (3,0мас. %) полімеру "Полікар" та 15 г (15,0 мас. %) інгібітору ХОСП-10. Приклад 4. В 98,97 г (98,5 мас. %) прісної води поступово розчиняють 0,03 г (0,03 мас. %) полімеру "Полікар" та 1 г (1,0 мас. %) жириноксу. Приклад 5. В 94,0 г (94,0 мас. %) прісної води поступово розчиняють 1 г (1,0мас. %) полімеру "Полікар" та 5 г (5,0 мас. %) ріпоксу. Приклад 6. В 87 г (87,0 мас. %) прісної води поступово розчиняють 3 г (3,0мас. %) полімеру "Полікар" та 10 г (10,0 мас. %) савенолу. Запропонований спосіб здійснюється наступним чином. Після здійснення підготовчих робіт у свердловину по колоні НКТ послідовно нагнітають першу порцію, що містить 0,03-3 % полімеру "Полікар" та 1-15 % катіоноактивної ПАР, другу порцію, що містить 0,03-3 % полімеру "Полікар" та 1-10 % неіоногенної ПАР. Останню порцію полімерного розчину протискують у пласт мінералізованою водою в об'ємі, що перевищує об'єм НКТ як мінімум в 1,2 рази. Після цього залишають свердловину під тиском на 12-48 годин для формування гідроізолюючого екрану. По результатам проведеної обробки приймають рішення про подальшу роботу у свердловині. Це може бути: запуск свердловини в експлуатацію, додаткове нагнітання цементного розчину для кращого блокування пласта, проведення методу інтенсифікації на неблоковану частину продуктивного пласта, повторна перфорація частини продуктивного пласта та інше. Як катіоноактивні поверхнево-активні речовини можуть бути використані інгібітори катапін (КИ-1), або СВК, або коразол, або ХОСП-10. Як неіоногенні поверхнево-активні речовини можуть бути використані жиринокс, або ріпокс, або савенол, або неонол. Як водонабрякаючий полімер Полікар (ТУ У 24.1-33162390-001:2008) пропонується використовувати або поліакриламід, що опромінюється гамма-випромінюванням дозою 0,5-2,5 Мрад, або поліакриламід, що хімічно зшивається іонами хрому або алюмінію. За рахунок модернізації розчинів або порошку поліакриламід втрачає свою здатність розчинятись у воді, а тільки набухає в ній. Приклад здійснення способу. Для обробки вибирають свердловину, типову для нафтових родовищ. Вихідні дані: глибина свердловини - 2460 м, інтервал перфорації - 2410-2450 м, дебіт 2 UA 84839 U 5 10 15 свердловини - 1,2 т/доб нафти при обводненні 98,2 %. Дослідженнями встановлено, що основна кількість води поступає із нижнього прошарку 2438-2446 м, що характеризується наявністю порід із пористістю 17 %. Для здійснення способу колону спеціальних НКТ допускають до глибини 2435 м. Завчасно готують необхідний об'єм 2 % розчину "Полікару" на прісній воді. Після цього частину 2 % розчину "Полікару" розбавлять 20 % розчином коразолу для утворення суміші, що містить 1 % "Полікару" та 10 % коразолу. В другу частину полімерного розчину розбавляють 10 % розчином жириноксу, що дозволяє отримати суміш 1 % "Полікару" та 5 % жириноксу. По закінченню процесу приготування послідовно нагнітають у пласт першої порції, що містить 1 % "Полікару" та 10 % коразолу, другої порції, що містить 1 % "Полікару" та 5 % жириноксу. Полімерний 3 розчин протискують у пласт 10 м пластової води. Залишають свердловину на 24 години для утворення гідроізолюючого екрану. Дослідження, проведені після обробки показали, що продуктивний пласт блокований частково. Для відновлення видобутку нафти здійснюють закріплення блокованого інтервалу цементним розчином та повторну перфорацію верхнього інтервалу (2410-2425 м). В результаті проведеної роботи дебіт свердловини по нафті зріс з 0,3 3 3 т/доб. до 4,7 т/доб., а дебіт рідини зменшився з 54 м /доб. до 18 м /доб. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 20 25 Спосіб обмеження водоприпливу у свердловину, що включає послідовне нагнітання у пласт двох порцій розчину полімеру "Полікар", який відрізняється тим, що попередньо виготовляють першу порцію з розчиненого у прісній воді полімеру "Полікар" та додатково введену у останній катіонактивну поверхнево-активну речовину у наступних мас. %: катіонактивна поверхнево-активна речовина 1-15 полімер "Полікар" 0,03-3 прісна вода до 100, а потім другу порцію, з розчиненого у прісній воді полімеру "Полікар" та додатково введену у останній неіоногенну поверхнево-активну речовину у наступних мас. %: неіоногенна поверхнево-активна речовина 1-10 полімер "Полікар" 0,03-3 прісна вода до 100 причому другу порцію притискують у пласт мінералізованою водою в об'ємі, що перевищує об'єм НКТ, як мінімум у 1,2 рази, після чого залишають свердловину під тиском на 12-48 годин для формування гідроізолюючого екрану. Комп’ютерна верстка М. Ломалова Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 3