RU2465446C1 - Method of producing oil in porous fractured reservoirs reducing well product water content - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: proposed method comprises injecting displacement agent via injection wells and oil extraction via production well to water influx into well products making operation inefficient, injecting water-shutoff agent containing water-swellable particles with initial size smaller than flooded fracture follow section, conserving the well for composition structurisation period, developing and commissioning the wells. Grit from rubber-based elastomer resulted from crushing rubber 'AQUASTOP' channel or polymer grit resulted from crushing sealing gasket 'PLUG' are fed into fluid to be injected into production and injection wells, grit initial grain size being smaller than flooded fracture flow section but exceeding than of pores of oil-saturated block of bed. Said grit swells in water by, at least, 300% in 24 hours to concentration of 3-40 wt % in working fluid based on water thickened by polymer and bearing viscosity killer to release injection water. Said fluid is forced into bed by sweet water.

EFFECT: reduced water content, higher cementing properties of water-shutoff additive.

1 ex, 1 tbl

Description

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин, а также может быть использовано при ликвидации поглощений в процессе строительства и ремонта скважин.The proposal relates to the oil industry, in particular, to methods for oil production in pore-fractured reservoirs, which reduce the water cut of well products, and can also be used to eliminate absorption during the construction and repair of wells.

Известен способ вытеснения нефти (патент RU №2267603, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.01.2006 г.), используемый при добыче нефти и направленный на снижение обводненности продукции скважин. Способ включает определение диаметра пор D_пор нефтяного пласта, закачку через нагнетательную скважину воды с добавлением резиновой крошки и отбор продукции через добывающую скважину. После полного обводнения нефтяного пласта осуществляют закачку в него воды с добавлением крошки из автомобильных шин с диаметром D_крошки более или равным 1,3 D_пор, массовое соотношение вода : крошка принимают от 1:0,3 до 1:0,1, при этом большее количество крошки подают на начальном этапе, а меньшее - на завершающем этапе отработки запасов нефтяного пласта.A known method of oil displacement (patent RU No. 2267603, IPC ЕВВ 43/22, published on January 10, 2006), used in oil production and aimed at reducing water cut in well production. The method includes determining the pore diameter D of the _{pores of the} oil reservoir, injecting water through the injection well with the addition of rubber crumb, and selecting products through the producing well. After complete watering of the oil reservoir, water is pumped into it with the addition of crumbs from automobile tires with _crumb diameter D greater than or equal to 1.3 D _{then the} mass ratio of water: crumb is from 1: 0.3 to 1: 0.1, while more crumbs are served at the initial stage, and less - at the final stage of development of oil reservoir reserves.

Недостатком данного способа является то, что для закачивания в пласт резиновой крошки (РК) с диаметром более или равным 1,3 D_пор необходимо поднять давление закачивания до величины, обеспечивающей разрыв пласта или раскрытие трещин. А в условиях обводнения ущерб от разрыва пласта или раскрытия трещин может превысить водоизолирующий эффект от последующего закачивания РК, и обводненность продукции скважин увеличится еще больше. Способ предусматривает использование РК, получаемой переработкой автомобильных шин, которая не выносится из пласта только из-за превышения ее диаметра над диаметром пор пласта. Но в процессе разработки месторождения могут возникать перепады пластового давления, увеличивающие раскрытие трещин, что приведет к выносу РК в скважину и прекращению эффекта от применения способа. Кроме того, вода не обладает достаточной несущей способностью для закачивания РК, что может привести к ее неравномерному закачиванию, с тампонированием прискважинной зоны без возможности прокачки крошки в глубину пласта.The disadvantage of this method is that for injection into the formation of rubber crumb (RC) with a diameter greater than or equal to 1.3 D _then it is necessary to increase the injection pressure to a value that ensures fracturing or opening of cracks. And in conditions of flooding, damage from fracturing or opening of cracks can exceed the water-insulating effect from subsequent pumping of the RC, and the water cut of well production will increase even more. The method involves the use of RK obtained by processing automobile tires, which is not carried out from the formation only due to the excess of its diameter over the pore diameter of the formation. But in the process of field development, reservoir pressure differences can occur, which increase crack opening, which will lead to the removal of the RC into the well and termination of the effect of the application of the method. In addition, water does not have sufficient load-bearing capacity for pumping the rock, which can lead to uneven pumping, with the plugging of the near-well zone without the possibility of pumping crumbs into the depth of the reservoir.

Наиболее близким техническим решением является способ изоляции вод в порово-трещиноватых коллекторах нефти (патент RU №2187620, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/32, опубл. 20.08.2002 г.), используемый при добыче нефти и направленный на снижение обводненности продукции скважин. Способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции, приводящего к нерентабельности эксплуатации, последующее закачивание в скважины водоизолирующего состава, содержащего водонабухающие частицы с начальным размером частиц меньшим проходного сечения обводненных трещин, оставление скважин на время структурирования состава, освоение и ввод скважин в эксплуатацию. В качестве водонабухающих частиц используют оксиэтилцеллюлозу с расходом 20-25 кг на погонный метр изолируемого пласта при концентрации 1,5-2,0%.The closest technical solution is a method of isolating water in pore-fractured oil reservoirs (patent RU No. 2187620, IPC ЕВВ 33/138, ЕВВ 43/32, published on 08/20/2002), used in oil production and aimed at reducing water cut in products wells. The method includes injecting a displacing agent through injection wells and oil production through production wells until the product is flooded, resulting in unprofitable operation, subsequent pumping of a water-insulating composition into the wells containing water-swelling particles with an initial particle size less than the flow cross section of water-filled cracks, leaving wells for the time of composition structuring, development and putting wells into operation. As water swellable particles, hydroxyethyl cellulose is used with a flow rate of 20-25 kg per linear meter of the insulated formation at a concentration of 1.5-2.0%.

Недостатком известного способа является то, что при рекомендуемых концентрации водонабухающего полимера 2,0% и расходе около 20 кг на метр изолируемого пласта каждый метр пласта будет блокировать лишь 1,0 м³ суспензии полимера, который не способен оказать существенного влияния на эффективность изоляционных работ. Кроме того, использование оксиэтилцеллюлозы в качестве водонабухающего полимера не эффективно, так как она неограниченно набухает в пластовой воде (здесь и далее по тексту под «неограниченным набуханием» следует понимать, что закачиваемые в пласт частицы тампонирующего материала набухают в пластовой воде с течением времени, переходя в раствор, не обладающий тампонирующими свойствами, а под «ограниченным набуханием» следует понимать, что закачиваемые в пласт частицы тампонирующего материала набухают в пластовой воде с течением времени, не переходя в раствор и сохраняя тампонирующие свойства). Указанные недостатки приводят к сокращению продолжительности эффекта от применения способа.The disadvantage of this method is that at the recommended concentration of water-swelling polymer of 2.0% and a flow rate of about 20 kg per meter of the insulated formation, each meter of the formation will block only 1.0 m ^{3 of} polymer suspension, which is not able to have a significant impact on the effectiveness of insulation work. In addition, the use of hydroxyethyl cellulose as a water-swellable polymer is not effective, since it swells unlimitedly in formation water (hereinafter, “unlimited swelling” means that the particles of plugging material injected into the formation swell in formation water over time, passing into a solution that does not have tamponing properties, but by “limited swelling” it should be understood that the particles of tamponing material injected into the formation swell in the formation water over time and without going into solution and preserving tamponing properties). These disadvantages lead to a reduction in the duration of the effect of the application of the method.

Технической задачей предложения является снижение обводненности продукции скважин в течение более продолжительного времени за счет блокирования обводненных трещин водоизолирующим составом - крошкой из многократно и ограниченно разбухающего в воде эластомера, закачиваемой в несущей жидкости, повышение тампонирующих свойств водоизолирующего состава.The technical objective of the proposal is to reduce the water cut of well products for a longer time by blocking waterlogged cracks with a water-insulating composition - crumbs from repeatedly and partially swelling elastomer in water pumped in a carrier fluid, increasing the plugging properties of the water-insulating composition.

Задача решается способом добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации, последующее закачивание в скважины водоизолирующего состава, содержащего водонабухающие частицы с начальным размером меньшим проходного сечения обводненных трещин, оставление скважин на время структурирования состава, освоение и ввод скважин в эксплуатацию.The problem is solved by the method of oil production in pore-fractured reservoirs, which reduces water cut in well production, including pumping a displacing agent through injection wells and oil production through production wells until water cut in well production, resulting in unprofitable operation, subsequent pumping of a water-insulating composition containing water swellable particles into the wells smaller than the flow cross section of flooded cracks, abandonment of wells for the time of structuring the composition, development and introduction of a well Jin in operation.

Новым является то, что в добывающие и нагнетательные скважины в качестве водоизолирующего состава закачивают в несущей жидкости крошку из эластомера на основе резины от дробления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» или полиуретана от дробления герметизирующей прокладки «Плуг» с начальным размером частиц меньшим проходного сечения обводненных трещин, но большим проходного сечения пор нефтенасыщенных блоков пласта, ограниченно разбухающую в воде не менее чем на 300% за 24 ч, с концентрацией в несущей жидкости 3-40 мас.%, несущую жидкость используют на водной основе, загущенную полимером и содержащую деструктор вязкости, обеспечивающий деструкцию и высвобождение воды после закачивания в пласт, после закачивания продавливают в пласт пресной водой.New is that crumb from an elastomer based on rubber from crushing the profile of a swelling rubber “AQUASTOP” or polyurethane from crushing of a sealing pad “Plow” with an initial particle size smaller than the flow area of flooded cracks is pumped into the production and injection wells as a water-insulating composition in a carrier fluid , but with a large cross section of the pores of the oil-saturated blocks of the formation, swelling boundedly in water by at least 300% in 24 hours, with a concentration in the carrier fluid of 3-40 wt.%, carrier fluid They are used on an aqueous basis, thickened with a polymer and containing a viscosity destructor, which ensures the destruction and release of water after injection into the formation; after injection, they are pressed into the formation with fresh water.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в том, что при добыче нефти на участке залежи с порово-трещиноватыми продуктивными коллекторами после обводнения добывающих скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации, проводят тампонирование обводненных трещин. Для этого в добывающие и нагнетательные скважины закачивают разбухающую в воде крошку из эластомера на основе резины или полиуретана с начальным размером частиц меньшим проходного сечения трещин. Крошку закачивают в несущей жидкости на водной основе, теряющей способность удерживать крошку во взвешенном состоянии после закачивания в пласт. После закачивания в пласт несущая жидкость теряет способность удерживать крошку во взвешенном состоянии с одновременным выделением воды. Крошка из эластомера на основе резины или полиуретана, впитывая воду, набухает не менее чем на 300% за 24 ч. За счет многократного увеличения крошки в объеме происходит перекрытие ею проходного сечения трещин. В отличие от оксиэтилцеллюлозы, которая после разбухания в воде по свойствам подобна гелю и с течением времени переходит в раствор, не обладающий тампонирующими свойствами, крошка из эластомера обладает упругостью. После разбухания в воде с одновременным увеличением объема, крошка из эластомера из-за наличия упругости в меньшей степени подвержена вымыванию из трещин. Тем самым достигают повышения тампонирующих свойств водоизолирующего состава, и снижения обводненности продукции скважин в течение более продолжительного времени.The essence of the proposed technical solution lies in the fact that during oil production in the reservoir area with pore-fractured productive reservoirs after flooding of production wells, which leads to unprofitable operation, tamponing of flooded cracks is carried out. For this purpose, the water-swellable crumb from an elastomer based on rubber or polyurethane with an initial particle size smaller than the cross-sectional area of cracks is pumped into production and injection wells. The crumb is pumped in a water-based carrier fluid, losing the ability to hold the crumb in suspension after injection into the formation. After pumping into the formation, the carrier fluid loses its ability to hold the crumb in suspension with the simultaneous release of water. The crumb from an elastomer based on rubber or polyurethane, absorbing water, swells by at least 300% in 24 hours. Due to the multiple increase in crumb in volume, the passage section of the cracks is blocked by it. In contrast to hydroxyethyl cellulose, which, after swelling in water, is similar in properties to a gel and, over time, passes into a solution that does not have tamping properties, crumb from an elastomer has elasticity. After swelling in water with a simultaneous increase in volume, the crumb from the elastomer due to the presence of elasticity is less susceptible to leaching from cracks. Thereby, an increase in the tamponing properties of the water-insulating composition and a decrease in the water cut of the well production over a longer time are achieved.

Способ реализуют следующим образом. На участке залежи с порово-трещиноватыми продуктивными коллекторами проводят закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации.The method is implemented as follows. On the site of the reservoir with pore-fractured productive reservoirs, the displacing agent is injected through injection and oil production through production wells until the wells are irrigated, resulting in unprofitable operation.

Рост обводнения продукции скважин приводит к нерентабельности эксплуатации, так как при обводнении происходит снижение дебита по нефти и возрастают затраты на подъем из скважины смеси нефти с увеличивающимся объемом воды. Также возрастают затраты на подготовку нефти и последующую утилизацию добытой вместе с нефтью воды. Момент времени, когда эксплуатация становится нерентабельной, определяют в нефтедобывающей организации, ведущей разработку месторождения.The increase in watering of well production leads to unprofitable operation, since when watering there is a decrease in oil production rate and the cost of raising a mixture of oil with increasing water volume increases. The costs of oil preparation and subsequent disposal of water extracted with oil also increase. The point in time when the operation becomes unprofitable is determined in the oil producing organization conducting the development of the field.

При добыче нефти в карбонатных порово-трещиноватых коллекторах обводнение добывающих скважин наиболее часто происходит из-за прорыва воды по системе трещин. Прорвавшаяся вода блокирует фильтрацию нефти из пористых блоков коллектора, и обводненность прогрессирует. С целью блокирования притока воды проводят тампонирование обводненных трещин закачкой водоизолирующего состава. Для этого в одноименные пласты, обводненные в добывающих скважинах и принимающие наибольший объем вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, закачивают в несущей жидкости крошку из эластомера на основе резины или полиуретана, многократно и ограниченно разбухающую в воде. Используют крошку с начальным размером частиц меньшим проходного сечения трещин, но большим проходного сечения пор нефтенасыщенных блоков пласта. Такая крошка из-за своего начального размера заведомо не может попасть в поры нефтенасыщеных блоков пласта и снизить приток нефти. Так как частицы крошки из эластомера меньше проходного сечения трещин, при закачивании нет необходимости поднимать давление до величины, обеспечивающей увеличение раскрытия трещин. Это снижает опасность роста обводненности из-за увеличения притока воды по раскрытым трещинам и образования новых трещин.During oil production in carbonate pore-fractured reservoirs, watering of production wells most often occurs due to breakthrough of water through a system of fractures. Breakthrough water blocks oil filtration from porous reservoir blocks, and water cut progresses. In order to block the influx of water, waterlogged cracks are plugged by injection of a water-insulating composition. For this purpose, crumbs from an elastomer based on rubber or polyurethane, which is repeatedly and limitedly swelled in water, are pumped into the carrier fluid of the same name, watered in production wells and receiving the largest volume of displacing agent in injection wells. A crumb is used with an initial particle size smaller than the cross section of the cracks, but larger than the cross section of the pores of the oil-saturated blocks of the formation. Due to its initial size, such crumbs obviously cannot get into the pores of oil-saturated blocks of the reservoir and reduce the flow of oil. Since the particles of crumb from the elastomer are smaller than the cross-sectional area of the cracks, there is no need to increase the pressure when pumping to a value that ensures an increase in crack opening. This reduces the risk of increased water cut due to increased water flow through open cracks and the formation of new cracks.

Разбухающую в воде крошку из эластомера на основе полиуретана изготавливают механическим дроблением эластомера, применяемого для изготовления герметизирующей прокладки «Плуг» по ТУ 5775-003-96657532-2008 (ООО НПК СТРИМ, г.Москва). В составе эластомера, применяемого для изготовления герметизирующей прокладки «Плуг», помимо полиуретановой основы присутствуют акриловая смола и аморфный кремнезем, что обеспечивает набухание при контакте с водой. Разбухающую в воде крошку из эластомера на основе резины изготавливают механическим дроблением эластомера, применяемого для изготовления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» по ТУ 5775-002-46603100-03 (ООО «Аквабарьер», г.Москва). Профиль набухающий «АКВАСТОП» в качестве основного компонента содержит резину на основе этилпропиленового каучука.The water-swellable crumb from an elastomer based on polyurethane is made by mechanical crushing of an elastomer used for the manufacture of the Plow sealant according to TU 5775-003-96657532-2008 (NPK STREAM LLC, Moscow). As part of the elastomer used for the manufacture of the Plow sealing gasket, in addition to the polyurethane base, there are acrylic resin and amorphous silica, which ensures swelling upon contact with water. The water-swellable crumb from an elastomer based on rubber is made by mechanical crushing of an elastomer used for the manufacture of an AQUASTOP swelling rubber profile in accordance with TU 5775-002-46603100-03 (LLC Akvabaryer, Moscow). The swelling profile “AQUASTOP” contains rubber based on ethylpropylene rubber as the main component.

Крошку из эластомера на основе резины или полиуретана применяют в одних и тех же условиях, способ применения этих двух видов крошки полностью идентичен также примерно одинаковы их стоимость и эффективность применения. Крошка из эластомера на основе резины или полиуретана, впитывая воду, набухает не менее чем на 300% за 24 ч. Оптимальная массовая концентрация разбухающей крошки из эластомера в несущей жидкости и масса разбухающей крошки из эластомера для проведения работ в одной скважине изменяются в зависимости от приемистости скважины. Оптимальная массовая концентрация разбухающей крошки из эластомера в несущей жидкости, установленная опытным путем, составляет 3,0-40 мас.%. Массовая концентрация крошки из эластомера менее 3 мас.% не обеспечивает тампонирование трещин. При массовой концентрации крошки из эластомера более 40 мас.% несущая жидкость не удерживает всю крошку из эластомера во взвешенном состоянии, и возникают трудности при закачивании. Оптимальная масса разбухающей крошки из эластомера для проведения работ в одной скважине, установленная опытным путем, составляет от 0,1 т до 8 т крошки. При использовании менее 0,1 т крошки эффект от ее применения будет незначимым. Максимальная масса крошки ограничена давлением закачивания, которое не должно превышать допустимое давление на пласт (давление разрыва, приводящее к образованию новых трещин). При этом объем несущей жидкости составляет от 3 м³ до 240 м³.The crumb from an elastomer based on rubber or polyurethane is used under the same conditions, the method of using these two types of crumbs is completely identical and their cost and application efficiency are approximately the same. Absorbing water from an elastomer based on rubber or polyurethane swells by at least 300% in 24 hours. The optimal mass concentration of swelling crumb from an elastomer in a carrier fluid and the mass of swelling crumb from an elastomer for work in one well vary depending on the injectivity wells. The optimal mass concentration of swelling crumb from elastomer in the carrier fluid, established experimentally, is 3.0-40 wt.%. Mass concentration of crumb from an elastomer of less than 3 wt.% Does not provide plugging of cracks. When the mass concentration of crumbs from the elastomer is more than 40 wt.%, The carrier fluid does not hold all the crumbs from the elastomer in suspension, and difficulties arise when pumping. The optimal mass of swelling crumb from elastomer for carrying out work in one well, established experimentally, is from 0.1 t to 8 t of crumb. When using less than 0.1 tons of crumbs, the effect of its use will be insignificant. The maximum crumb mass is limited by the injection pressure, which should not exceed the permissible pressure on the formation (burst pressure, leading to the formation of new cracks). The volume of the carrier fluid is from 3 m ³ to 240 m ³ .

Крошку из эластомера закачивают в несущей жидкости на водной основе, которая до закачивания в пласт удерживает крошку во взвешенном состоянии из-за наличия достаточной вязкости. Достаточную вязкость обеспечивают наличием в составе несущей жидкости загущающих компонентов, например синтетических полимеров, полисахаридов растительного происхождения или других. После закачивания в пласт несущая жидкость теряет способность удерживать крошку во взвешенном состоянии, что обеспечивают наличием в составе несущей жидкости деструктора. Изменение содержания деструктора позволяет обеспечить потерю несущей жидкостью вязкости и способности удерживать крошку во взвешенном состоянии через определенный период времени. В качестве несущей жидкости могут быть использованы известные составы, например вязкоупругий состав, включающий (в мас.%) реагент на основе полисахаридов - 1-3; гидроксид щелочного металла - 0,05-0,45; сульфат алюминия или сульфат меди - 0,15-0,3; монопероксигидрат мочевины - 0,1-0,2 и воду (патент RU №2116433, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.07.1998 г.) или полисахаридная жидкость, состоящая из (в мас.%) жидкого гелеобразующего агента 0,8-1,2; ПАВ - регулятора деструкции 0,05-0,25; боратного сшивателя БС-1 0,2-0,4; деструктора ХВ; 0,0025-0,1 и воду (патент RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 10.02.2010 г.). Указанные вязкоупругий состав и полисахаридная жидкость обладают необходимой несущей способностью, обеспечивают удержание крошки из эластомера во взвешенном состоянии при ее закачивании.The elastomer crumbs are pumped in a water-based carrier fluid, which holds the crumbs in suspension before injection into the formation due to the presence of sufficient viscosity. Sufficient viscosity is ensured by the presence of thickening components in the composition of the carrier fluid, for example, synthetic polymers, polysaccharides of plant origin, or others. After injection into the formation, the carrier fluid loses its ability to hold the crumb in suspension, which is ensured by the presence of a destructor in the composition of the carrier fluid. Changing the content of the destructor allows you to ensure the loss of the carrier fluid viscosity and the ability to hold the crumb in suspension after a certain period of time. As the carrier fluid can be used known compositions, for example a viscoelastic composition, including (in wt.%) A reagent based on polysaccharides - 1-3; alkali metal hydroxide - 0.05-0.45; aluminum sulfate or copper sulfate - 0.15-0.3; urea monoperoxyhydrate - 0.1-0.2 and water (patent RU No. 2116433, IPC ЕВВ 33/138, publ. 07.27.1998) or a polysaccharide liquid consisting of (in wt.%) liquid gelling agent 0.8 -1.2; Surfactant - degradation regulator 0.05-0.25; borate stapler BS-1 0.2-0.4; destructor XB; 0.0025-0.1 and water (patent RU No. 2381252, IPC С09К 8/68, publ. 02/10/2010). The specified viscoelastic composition and polysaccharide liquid have the necessary bearing capacity, ensure that the crumb from the elastomer is kept in suspension when it is pumped.

Необходимость закачивания крошки из эластомера в несущей жидкости на водной основе, теряющей способность удерживать крошку во взвешенном состоянии после закачивания в пласт, вызвана следующими причинами. До момента закачивания в пласт несущая жидкость должна удерживать крошку во взвешенном состоянии, иначе крошка из эластомера выпадет в осадок в момент прокачивания по трубам, что приведет к перекрытию крошкой из эластомера сечения труб и невозможности закачивания в пласт. Несущая жидкость удерживает крошку во взвешенном состоянии из-за наличия достаточной вязкости. После закачивания в пласт должна произойти деструкция несущей жидкости, так как для максимального набухания крошки из эластомера необходима вода, «не связанная» в несущей жидкости. В начальный момент после закачивания в пласт вязкая несущая жидкость блокирует приток воды в скважину и удерживает крошку из эластомера в трещинах, не давая ей выйти из пласта. Затем происходит деструкция несущей жидкости с выделением «свободной» воды. Крошка из эластомера впитывает выделяющуюся из несущей жидкости и содержащуюся в пласте воду, одновременно многократно увеличиваясь в размере (не менее чем на 300% за 24 ч). Увеличиваясь в размере, крошка из эластомера перекрывает сечение трещин и блокирует приток воды по трещинам в добывающие скважины. Из-за многократного увеличения размера и наличия упругости крошка из эластомера уже не может выйти из пласта. Крошка из эластомера, закачанная в нагнетательную скважину, блокирует трещины, по которым движется основной объем закачиваемой воды. При этом происходит перераспределение путей движения закачиваемой воды с охватом ранее недренируемых зон пласта, что приводит к повышению нефтеотдачи и снижению обводненности. Из-за физико-химических свойств, которыми обладает эластомер на основе резины или полиуретана, крошка из эластомера ограничено разбухает и не растворяется в воде с течением времени, поэтому увеличивается продолжительность эффекта от применения способа. Разбухшая в воде крошка из эластомера на основе резины или полиуретана обладает большей упругостью и лучшими тампонирующими свойствами, в сравнении с частицами полимера, переходящими в гель при контакте с водой. За счет этого она способна выдерживать большие перепады давления, возникающие при разработке месторождения. Это позволяет снизить обводненность продукции добывающих скважин в большей степени и в течение более продолжительного времени, чем в наиболее близком техническом решении.The need to pump crumbs from an elastomer in a water-based carrier fluid that loses its ability to hold the crumb in suspension after injection into the formation is caused by the following reasons. Until the moment of injection into the formation, the carrier fluid must hold the crumb in suspension, otherwise the crumb from the elastomer will precipitate at the time of pumping through the pipes, which will lead to the overlapping of the pipe cross section from the elastomer and the inability to pump into the formation. The carrier fluid keeps the crumb in suspension due to the presence of sufficient viscosity. After injection into the formation, the destruction of the carrier fluid should occur, since for the maximum swelling of the crumbs from the elastomer water is needed that is “not bound” in the carrier fluid. At the initial moment after injection into the formation, a viscous carrier fluid blocks the flow of water into the well and keeps the crumb from the elastomer in the cracks, preventing it from leaving the formation. Then there is a destruction of the carrier fluid with the release of "free" water. The crumb from the elastomer absorbs water released from the carrier fluid and contained in the formation, while simultaneously increasing in size (by at least 300% in 24 hours). Increasing in size, the crumb from the elastomer overlaps the cross-section of the cracks and blocks the flow of water through the cracks in the producing wells. Due to the multiple increase in size and the presence of elasticity, the crumb from the elastomer can no longer exit the formation. The crumb from the elastomer, pumped into the injection well, blocks cracks along which the bulk of the injected water moves. In this case, the redistribution of the pathways of the injected water with the coverage of previously undrained zones of the formation occurs, which leads to an increase in oil recovery and a decrease in water cut. Due to the physicochemical properties possessed by an elastomer based on rubber or polyurethane, the elastomer crumb swells to a limited extent and does not dissolve in water over time, therefore, the duration of the effect of the application of the method increases. The water-swollen crumb from an elastomer based on rubber or polyurethane has greater elasticity and better plugging properties, in comparison with polymer particles that turn into gel upon contact with water. Due to this, it is able to withstand large pressure drops that occur during field development. This allows to reduce the water cut of production wells to a greater extent and for a longer time than in the closest technical solution.

Предлагаемый способ также может быть использован при ликвидации поглощений в процессе строительства и ремонта скважин. С меньшей эффективностью можно использовать разбухающую в воде крошку из эластомера на основе резины или полиуретана с начальным размером частиц большим проходного сечения трещин, а в качестве несущей жидкости также могут быть использованы глинистый раствор, углеводородные жидкости и эмульсии, в том числе с добавлением различных наполнителей. До, после, а также одновременно с крошкой из эластомера в несущей жидкости могут быть закачаны водоизоляционные составы на основе полимеров, силиката натрия, кремнийорганических соединений, смол и другие.The proposed method can also be used in the elimination of absorption in the process of construction and repair of wells. With lesser efficiency, water-swellable crumb from an elastomer based on rubber or polyurethane with an initial particle size larger than the cross-sectional area of cracks can be used, and clay solution, hydrocarbon fluids and emulsions, including the addition of various fillers, can also be used as a carrier fluid. Before, after, and also simultaneously with crumb from the elastomer, waterproofing compositions based on polymers, sodium silicate, organosilicon compounds, resins, and others can be pumped into the carrier fluid.

Пример практического применения с использованием крошки из эластомера на основе полиуретана. Участок залежи нефти в карбонатном порово-трещиноватом коллекторе разрабатывают с использованием нагнетательной и шести добывающих скважин. Скважинами на глубине 780 м вскрыли карбонатный пласт мощностью 12 м. Проходное сечение трещин в разрабатываемом пласте, определенное по результатам изучения керна, составляет менее 1 мм. Участок разрабатывают с закачиванием сточной воды в нагнетательную скважину. Через год эксплуатации началось прогрессирующее обводнение четырех добывающих скважин закачиваемой водой, при достижении обводненности 97% эксплуатация скважин стала нерентабельной. С целью снижения обводненности провели обработку нагнетательной и четырех интенсивно обводняющихся добывающих скважин водоизолирующим составом. В нагнетательную скважину закачали 8 т (соответствует 25 мас.%) разбухающей в воде крошки из эластомера на основе полиуретана в 32 м³ несущей жидкости. В каждую добывающую скважину закачали по 4 т (соответствует 25 мас.%) разбухающей в воде крошки из эластомера на основе полиуретана в 16 м³ несущей жидкости. Использовали разбухающую в воде крошку на основе полиуретана с начальным размером частиц 0,1-0,5 мм, полученную механическим дроблением эластомера, применяемого для изготовления герметизирующей прокладки «Плуг» по ТУ 5775-003-96657532-2008 (ООО НПК СТРИМ, г.Москва). В качестве несущей жидкости использовали полисахаридный гель (по патенту RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 10.02.2010 г.). Для изготовления полисахаридного геля первоначально получали жидкий гелеобразующий агент смешением 50,0 мас.% гуаровой камеди; 3,0 мас.% нефтенола ВКС-Н и 47,0 мас.% дизельного топлива. Затем готовили полисахаридный гель смешением 1,0 мас.% жидкого гелеобразующего агента; 0,1 мас.% ПАВ - регулятора деструкции; 0,3 мас.% боратного сшивателя БС-1; 0,1 мас.% деструктора ХВ и 98,5 мас.% пресной воды. Для приготовления полисахаридного геля использовали передвижную установку по приготовлению и закачке в скважину растворов из сыпучих и жидких химреагентов (КУДР - 10). Описание использованных реагентов приведено в таблице.An example of a practical application using crumbs from an elastomer based on polyurethane. An oil deposit in a carbonate pore-fractured reservoir is developed using injection and six production wells. Wells at a depth of 780 m opened a carbonate formation with a thickness of 12 m. The cross-sectional section of cracks in the developed formation, determined by the results of core studies, is less than 1 mm. The site is developed by pumping wastewater into an injection well. After a year of operation, a progressive flooding of four production wells with pumped water began; when the water cut reached 97%, the operation of the wells became unprofitable. In order to reduce water cut, we conducted the treatment of the injection and four intensely watered production wells with a water-insulating composition. 8 tons (corresponding to 25 wt.%) Of water-swellable crumbs from an elastomer based on polyurethane in 32 m ^{3 of} carrier fluid were pumped into the injection well. 4 tons (corresponding to 25 wt.%) Of water-swellable crumbs from an elastomer based on polyurethane in 16 m ^{3 of} carrier fluid were pumped into each production well. We used a water-swellable crumb based on polyurethane with an initial particle size of 0.1-0.5 mm, obtained by mechanical crushing of an elastomer used to make the Plow sealing gasket according to TU 5775-003-96657532-2008 (NPK STREAM LLC, Moscow). As the carrier fluid used polysaccharide gel (according to patent RU No. 2381252, IPC С09К 8/68, publ. 02/10/2010). To prepare a polysaccharide gel, a liquid gelling agent was initially prepared by mixing 50.0% by weight of guar gum; 3.0 wt.% Neftenol VKS-N and 47.0 wt.% Diesel fuel. Then a polysaccharide gel was prepared by mixing 1.0 wt.% Of a liquid gelling agent; 0.1 wt.% Surfactant - degradation regulator; 0.3 wt.% Borate crosslinker BS-1; 0.1 wt.% Destructor XB and 98.5 wt.% Fresh water. To prepare the polysaccharide gel, we used a mobile unit for the preparation and injection into the well of solutions from bulk and liquid chemicals (KUDR - 10). A description of the reagents used is given in the table.

ТаблицаTable НаименованиеName ХарактеристикаCharacteristic ГОСТ, ТУGOST, TU Дизельное топливоDiesel fuel -- ГОСТ 305-82. 4.2.2.GOST 305-82. 4.2.2. Гуаровая камедьGuar gum мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого цвета, представляет собой химически немодифицированный натуральный полимерfine hygroscopic white powder, is a chemically unmodified natural polymer Импортного производстваImport production Нефтенол ВКС-НNeftenol VKS-N смесь анионактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе оксиэтилированных нонилфенолов и водного раствора хлорида калия, подвижная жидкость от светло- до темно-коричневого цветаa mixture of anionic and nonionic surfactants based on ethoxylated nonylphenols and an aqueous solution of potassium chloride, a light to dark brown mobile liquid ТУ 2483-025-54651030-2008TU 2483-025-54651030-2008 ПАВ-регулятор деструкцииSurfactant degradation regulator азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цветаnitrogen-containing compound, translucent yellow to brown liquid ТУ 2499-070-17197708-03TU 2499-070-17197708-03 Боратный сшиватель БС-1Borate stapler BS-1 борсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цветаboron-containing compound, translucent yellow to brown liquid ТУ 2499-069-17197708-03TU 2499-069-17197708-03 Деструктор ХВDestructor XB персульфат щелочного металла (Na или К) или аммония, неорганическое соединение, белый порошокalkali metal persulfate (Na or K) or ammonium, inorganic compound, white powder ТУ 2499-074-17197708-03TU 2499-074-17197708-03

При закачивании разбухающую в воде крошку вводили в полисахаридный гель с использованием агрегата приготовления смеси АПС-8М производства ЗАО "ПКБ "АВТОМАТИКА". Закачивание проводили через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до интервала перфорации. Полисахаридный гель с разбухающей крошкой после закачивания в НКТ продавливали в пласт пресной водой. Скважину оставили на 48 часов на время ожидания разбухания крошки. В течение этого времени (по результатам лабораторных исследований, проводимых в условиях, приближенных к пластовым), используемая крошка из эластомера разбухла на 400%. Далее обработанные скважины освоили и ввели в эксплуатацию.When pumping, the water-swellable crumb was injected into the polysaccharide gel using the APS-8M mixture preparation unit manufactured by PKB AUTOMATIKA CJSC. The pumping was carried out through tubing pipes deflated to the perforation interval. The polysaccharide gel with swellable crumb after pumping into The tubing was pumped into the reservoir with fresh water. The well was left for 48 hours while waiting for the crumb to swell. During this time (according to the results of laboratory studies conducted under conditions close to the reservoir) , the crumb from elastomer used was swollen by 400% .Then the treated wells were mastered and put into operation.

Пример практического применения с использованием крошки из эластомера на основе резины. Участок залежи нефти в карбонатном порово-трещиноватом коллекторе разрабатывают с использованием нагнетательной и шести добывающих скважин. Скважинами на глубине 1144 м вскрыли карбонатный пласт мощностью 18 м. Проходное сечение трещин в разрабатываемом пласте, определенное по результатам изучения керна, составляет менее 1 мм. Участок разрабатывают с закачиванием пресной воды в нагнетательную скважину. Через год эксплуатации началось прогрессирующее обводнение трех добывающих скважин закачиваемой водой, при достижении обводненности 98% эксплуатация скважин стала нерентабельной. С целью снижения обводненности провели обработку нагнетательной и трех интенсивно обводняющихся добывающих скважин водоизолирующим составом. В нагнетательную скважину закачали 7 т (соответствует 25 мас.%) разбухающей в воде крошки из эластомера на основе полиуретана в 28 м³ несущей жидкости. В каждую добывающую скважину закачали по 3 т (соответствует 19 мас.%) разбухающей в воде крошки из эластомера на основе полиуретана в 16 м³ несущей жидкости. Использовали разбухающую в воде крошку на основе полиуретана с начальным размером частиц 0,1-0,5 мм, полученную механическим дроблением эластомера, применяемого для изготовления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» по ТУ 5775-002-46603100-03 (ООО «Аквабарьер», г.Москва).An example of a practical application using crumb from an elastomer based on rubber. An oil deposit in a carbonate pore-fractured reservoir is developed using injection and six production wells. Wells at a depth of 1144 m opened a carbonate formation with a thickness of 18 m. The cross-sectional section of cracks in the developed formation, determined by the results of a core study, is less than 1 mm. The site is developed by pumping fresh water into an injection well. After a year of operation, a progressive flooding of three production wells with pumped water began; when the water cut rate of 98% was reached, the operation of the wells became unprofitable. In order to reduce water cut, we conducted the treatment of the injection and three intensely watered production wells with a water-insulating composition. 7 tons (corresponding to 25 wt.%) Of water-swellable crumbs from an elastomer based on polyurethane in 28 m ^{3 of} carrier fluid were pumped into the injection well. 3 tons (corresponding to 19 wt%) of water-swellable crumbs from an elastomer based on polyurethane in 16 m ^{3 of} carrier fluid were pumped into each production well. We used a water-swellable crumb based on polyurethane with an initial particle size of 0.1-0.5 mm, obtained by mechanical crushing of an elastomer used to make the profile of the swelling rubber "AQUASTOP" according to TU 5775-002-46603100-03 (LLC "Aquabarrier", Moscow).

В качестве несущей жидкости использовали полисахаридный гель (по патенту RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 10.02.2010 г.). Для изготовления полисахаридного геля первоначально получали жидкий гелеобразующий агент смешением 50,0 мас.% гуаровой камеди; 3,0 мас.% нефтенола ВКС-Н и 47,0 мас.% дизельного топлива. Затем готовили полисахаридный гель смешением 1,0 мас.% жидкого гелеобразующего агента; 0,1 мас.% ПАВ - регулятора деструкции; 0,3 мас.% боратного сшивателя БС-1; 0,1 мас.% деструктора ХВ и 98,5 мас.% пресной воды. Для приготовления полисахаридного геля использовали передвижную установку по приготовлению и закачке в скважину растворов из сыпучих и жидких химреагентов (КУДР - 10). Описание использованных реагентов приведено в таблице. При закачивании разбухающую в воде крошку вводили в полисахаридный гель с использованием агрегата приготовления смеси АПС-8М производства ЗАО "ПКБ "АВТОМАТИКА". Закачивание проводили через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до интервала перфорации. Полисахаридный гель с разбухающей крошкой после закачивания в НКТ продавливали в пласт пресной водой. Скважину оставили на 48 часов на время ожидания разбухания крошки. В течение этого времени (по результатам лабораторных исследований, проводимых в условиях, приближенных к пластовым) используемая крошка из эластомера разбухла на 440%. Далее обработанные скважины освоили и ввели в эксплуатацию.As the carrier fluid used polysaccharide gel (according to patent RU No. 2381252, IPC С09К 8/68, publ. 02/10/2010). To prepare a polysaccharide gel, a liquid gelling agent was initially prepared by mixing 50.0% by weight of guar gum; 3.0 wt.% Neftenol VKS-N and 47.0 wt.% Diesel fuel. Then a polysaccharide gel was prepared by mixing 1.0 wt.% Of a liquid gelling agent; 0.1 wt.% Surfactant - degradation regulator; 0.3 wt.% Borate crosslinker BS-1; 0.1 wt.% Destructor XB and 98.5 wt.% Fresh water. To prepare the polysaccharide gel, we used a mobile unit for the preparation and injection into the well of solutions from bulk and liquid chemicals (KUDR - 10). A description of the reagents used is given in the table. When pumping, the water-swellable crumb was injected into the polysaccharide gel using the APS-8M mixture preparation unit manufactured by PKB AUTOMATIKA CJSC. The pumping was carried out through tubing pipes deflated to the perforation interval. The polysaccharide gel with swellable crumb after pumping into The tubing was pumped into the reservoir with fresh water. The well was left for 48 hours while waiting for the crumb to swell. During this time (according to the results of laboratory studies conducted under conditions close to the reservoir) the crumb from elastomer used was swollen by 440% .Then the treated wells were mastered and put into operation.

Применение предлагаемого технического решения позволяет в 1,2-1,4 раза продлить эффект от применения способа за счет блокирования обводненных трещин водоизолирующим составом с повышенными водоизолирующими свойствами - крошкой из многократно и ограниченно разбухающего в воде эластомера, закачиваемой в несущей жидкости.The application of the proposed technical solution allows 1.2-1.4 times to extend the effect of the application of the method by blocking flooded cracks with a water insulating composition with increased water insulating properties - crumbs from repeatedly and limited to swell elastomer in water pumped in a carrier fluid.

Claims (1)

Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации, последующее закачивание в скважины водоизолирующего состава, содержащего водонабухающие частицы с начальным размером, меньшим проходного сечения обводненных трещин, оставление скважин на время структурирования состава, освоение и ввод скважин в эксплуатацию, отличающийся тем, что в добывающие и нагнетательные скважины в качестве водоизолирующего состава закачивают в несущей жидкости крошку из эластомера на основе резины от дробления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» или полиуретана от дробления герметизирующей прокладки «Плуг», с начальным размером частиц, меньшим проходного сечения обводненных трещин, но большим проходного сечения пор нефтенасыщенных блоков пласта, ограниченно набухающую в воде не менее чем на 300% за 24 ч, с концентрацией в несущей жидкости 3-40 мас.%, несущую жидкость используют на водной основе, загущенную полимером и содержащую деструктор вязкости, обеспечивающий деструкцию и высвобождение воды закачивания в пласт, после закачивания продавливают в пласт пресной водой. A method of oil production in pore-fractured reservoirs, which reduces water cut in well production, including pumping a displacing agent through injection wells and oil production through production wells to water the production wells, resulting in unprofitable operation, subsequent pumping a water-insulating composition containing water swelling particles with an initial size into the wells smaller flow cross section of flooded cracks, abandonment of wells for the time of structuring the composition, development and commissioning of wells characterized in that crumb from an elastomer based on rubber from crushing of the profile of a swelling rubber "AQUASTOP" or polyurethane from crushing of a sealing pad "Plow", with an initial particle size less than the cross-section, is pumped into production and injection wells as a water-insulating composition in a carrier fluid flooded cracks, but with a large cross section of the pores of oil-saturated blocks of the formation, which swell limitedly in water by at least 300% in 24 hours, with a concentration in the carrier fluid of 3-40 wt.%, carrier fluid They are water-based, thickened with polymer and containing a viscosity destructor, which ensures the destruction and release of injection water into the formation; after injection, they are pressed into the formation with fresh water.