СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ В МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков в добывающих скважинах.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт кислоты [1]
Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны, однако он не приводит к изоляции водопритоков, а следовательно не способствует снижению обводненности добываемой продукции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку в пласт нефтяной эмульсии и раствора кислоты [2]
Известный способ приводит к выравниванию профиля приемистости скважины, однако его эффективность невелика вследствие осуществления воздействия на весь продуктивный интервал без разделения на пласты воздействия.

Целью изобретения является увеличение эффективности обработки призабойной зоны за счет избирательного воздействия на нефтяные и обводненные пласты и изоляции обводненных интервалов пластов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку в пласт нефтяной эмульсии и раствора кислоты, согласно изобретению перед закачкой нефтяной эмульсии в нефтяных пластах проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки, нефтяную эмульсию закачивают в нефтяные пласты, разобщают обводненный пласт и выше- и нижележащие пласты, раствор кислоты закачивают в обводненный пласт, после чего в обводненный пласт закачивают кислотостойкий тампонирующий материал под давлением на 10-20% выше давления закачки раствора кислоты, повторяют циклы закачки "раствор кислоты кислотостойкий тампонирующий материал" с постепенным увеличением давления закачки раствора кислоты до давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала, после чего сообщают обводненный пласт и выше и нижележащие пласты.

Признаками изобретения являются:
1. закачка нефтяной эмульсии;
2. закачка раствора кислоты;
3. проведение в нефтяных пластах поинтервальной соляно-кислотной обработки;
4. проведение операции 3 перед операцией 1;
5. место закачки нефтяной эмульсии нефтяные пласты;
6. разобщение обводненного пласта и вышележащих пластов;
7. место закачки раствора кислоты обводненный пласт;
8. закачка в обводненный пласт кислотостойкого тампонирующего материала;
9. давление закачки на 10-20% выше давления закачки раствора кислоты;
10. повторение циклов закачки "раствор кислоты кислотостойкий тампонирующий материал" с постепенным увеличением давления закачки раствора кислоты до давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала;
11. сообщение обводненного пласта и нефтяных пластов;
Признаки 1,2 являются общими с прототипом, признаки 3-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.2 При эксплуатации добывающих скважин, вскрывающих многопластовую нефтяную залежь, происходит обводнение добываемой продукции закачиваемой водой в одном, реже нескольких нефтяных пластах. Задача изоляции воды в таком пласте и следовательно снижения обводненности добываемой продукции при сохранении продуктивности нефтяных необводненных пластов решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной скважиной одновременно из нескольких продуктивных пластов.

Перед проведением работ по изоляции водопритоков проводят определение источника поступления воды в нефтяную скважину. Если обводнение произошло закачиваемой водой, то проводят поинтервальную соляно-кислотную обработку продуктивного интервала с последующим временным блокированием нефтяной эмульсией какого нефтяного пласта. Это делается для создания в нефтяных пластах временного экрана для исключения проникновения в них материалов при последующих закачках. В то же время такая подготовка нефтяных пластов не нарушает их проводимости, а даже увеличивает ее, и создает временную изоляцию пластов, легко удаляемую при освоении скважины. После этого обводненный пласт через пакерное оборудование обрабатывают кислотой для увеличения его приемистости. Все нефтяные пласты при этом блокированы нефтяной эмульсией и кислота не проникает в них при заколонных перетоках и пропуске пакера. Затем в обводненный пласт закачивают кислотостойкий тампонирующий материал. Нефтяные пласты защищены от проникания кислотостойкого тампонирующего материала обратной вязкой нефтяной эмульсией. Циклы закачки раствора кислоты и кислотостойкого тампонирующего материала повторяют преимущественно 3-4 раза. При этом в каждом цикле постепенно увеличивают давление закачки раствора кислоты, доводя его в последнем цикле до давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала. При освоении скважины нефтяная эмульсия постепенно вытесняется в скважину без нарушения коллекторских свойств нефтяных пластов. За счет исключения поступления воды из обводненных интервалов снижается обводненность нефти. Применение пакерного оборудования и поинтервальная обработка каждого пласта позволяет проводить обработку каждого отдельно взятого пласта и повысить давление закачки реагентов, что приводит к сверхсуммарному эффекту при обработке.

Обратную нефтяную эмульсию готовят, смешивая нефть товарную 39- 41% пластовую воду 58-60% и эмульгатор (тарин, ЭС-2, нефтехим и т.п.) 0,9-1,1% Электростабильность эмульсии не ниже 150 B по ИГЭР-1, условная вязкость 500-700 с по вискозиметру ВП-5. Расход эмульсии на 1 п.м перфорированной мощности составляет 1-2 м³. После закачки эмульсию продавливают в пласт пластовой водой в объеме труб в скважине. Эмульсия имеет повышенную вязкость и за счет этого улучшенные изолирующие свойства.

Для поинтервальной обработки кислотой используют соляную кислоту 10-15% -ной концентрации в объеме порядка 1 м³ на 1 п.м перфорированной мощности. Если при закачке кислоты давление не понижается, то проводят технологическую выдержку для реагирования кислоты с породой под давлением. При недостижении эффекта цикл повторяют.

Для приготовления кислотостойкого тампонирующего материала используют полиакриламид, например, марки 8 ДА 1020 0,6%-ной концентрации, олигоорганоэтоксихлорсилоксан в виде продукта 119-204, лигносульфонат в композиции с жидким стеклом и т.п. Давление закачки тампонирующего материала не выше 18 МПа на устье скважины. Закачка проводится через пакерное оборудование. Объем закачки 1-2 м³ на 1 п.м перфорированной мощности. После закачки тампонирующего материала проводят технологическую выдержку для коагуляции в течение 12-24 ч.

Для повышения эффективности способа проводят циклическую обработку по схеме "раствор кислоты кислотостойкий тампонирующий материал". Выдерживают давление закачки раствора кислоты на 15-20% ниже давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала с постепенным увеличением давления закачки раствора кислоты от цикла к циклу до давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала. Этим обеспечивают не только достаточную обработку пластов, но и выравнивание профиля приемистости скважины.

Пример конкретного выполнения. В нефтедобывающей скважине перфорированы 3 пласта: 1250-1257 м, 1260-1263 м и 1268-1272 м. В результате исследований состава воды и интервала ее поступления установлено, что обводнен средний пласт на глубине 1260-1263 м. Через двухпакерное оборудование проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки интервалов пластов на отметках 1250-1257 м и 1268-1272 м 12%-ным раствором соляной кислоты с закачкой в них нефтяной эмульсии состава, нефть товарная 40, пластовая вода 59, эмульгатор ЭС-2 1. Объем закачки раствора кислоты составляет 1 м³ на 1 п.м перфорированной мощности, объем закачки нефтяной эмульсии составляет 1,5 м³ на 1 п.м перфорированной мощности. Устанавливают пакеры выше и ниже обводненного перфорированного интервала на отметках 1259 и 1264 м и закачивают в него раствор соляной кислоты 12%-ной концентрации в объеме 1 м³ на 1 п.м перфорированной мощности. Затем закачивают кислотостойкий тампонирующий материал 0,6% -ный водный раствор полиакриламида. Закачку кислотных растворов проводят под давлением на устье 15-16 МПа, закачку нефтяной эмульсии и кислотостойкого тампонирующего материала проводят под давлением на устье 17-18 МПа. Циклы закачки раствора кислоты и кислотостойкого тампонирующего материала повторяют 4 раза, доводя давление закачки раствора кислоты до давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала. Снимают пакеры. Скважину промывают и запускают в эксплуатацию. Нефтяная эмульсия при осваивании скважины и эксплуатации вытесняется из нефтяных пластов и освобождает призабойную зону для продвижения нефти.

В качестве кислотостойкого тампонирующего материала возможно использование продукта 119-204 и других, отвергающихся или устойчивых в кислой среде продуктов.

Применение предложенного способа позволяет изолировать обводненные пласты при сохранении проницаемости нефтяных пластов и снизить обводненность добываемой продукции.

Источники информации
1. Гиматудинов. Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М. Недра, 1974, с. 420-432.

2. Патент РФ N 2004783, кл. E 21 В 43/27, 1993.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков в добывающих скважинах. В нефтяных пластах проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки, нефтяную эмульсию закачивают в нефтяные пласты, разобщают обводненный пласт и нефтяные пласты, раствор кислоты закачивают в обводненный пласт, затем в обводненный пласт закачивают кислостойкий тампонирующий материал под давлением на 10-20% выше давления закачки раствора кислоты, повторяют циклы закачки "раствор кислоты - кислотостойкий тампонирующий материал" с постепенным увеличением давления закачки раствора кислоты до давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала, после чего сообщают обводненный пласт и нефтяные пласты.

Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты, отличающийся тем, что закачку проводят поинтервально в каждый пласт, перед закачкой нефтяной эмульсии в нефтяных пластах проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки, нефтяную эмульсию закачивают в нефтяные пласты, разобщают обводненный пласт и нефтяные пласты, раствор кислоты закачивают в обводненный пласт, затем в обводненный пласт закачивают кислотостойкий тампонирующий материал под давлением на 10 20% выше давления закачки раствора кислоты, повторяют циклы закачки "раствор кислоты кислостойкий тампонирующий материал" с постепенным увеличением давления закачки раствора кислоты до давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала, после чего сообщают обводненный пласт и нефтяные пласты.