СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 1997 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважин для повышения качества изоляции притока пластовых вод и может применяться при строительстве и эксплуатации нефтяных скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяных скважин для изоляции притока пластовых вод путем закачки в пласт кремнийорганических соединений [1] Недостатком применения этого способа является частичное снижение проницаемости продуктивного горизонта.

Известен способ изоляции водоносных пластов путем закачки в них одновременно двух изоляционных реагентов, образующих в пластовых условиях материал закупоривающий поры и каналы водонасыщенной зоны [2] Способ недостаточно эффективен из-за непрочности образуемого геля. Кроме того, изоляционный углеводороднокислотный состав проникает в нефтенасыщенные горизонты и вызывает частичное снижение естественной проницаемости.

Известна технология воздействия на призабойную зону нефтяных скважин, основанная на закачке в пласт селективных материалов, в результате гидролиза которых осуществляется закупорка пор и каналов в водонасыщенной зоне и остается незакупоренным нефтенасыщенный пласт [3]
Данный способ не обеспечивает полной изоляции водопритока в скважину обводненной зоны из-за высокой скорости реакции изолирующего материала с водой.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, в котором в качестве влагопоглотителя используется ацетон [4] Применение в технологическом процессе обработки нефтенасыщенного пласта полярным водорастворимым реагентом, в частности ацетоном, вызывает коагуляцию и высаждение из нефти асфальто-смолистых компонентов. Это приводит к кольматации паровых каналов продуктивной зоны и ухудшению условий фильтрации нефти.

Данные технологические решения не обеспечивают высокую успешность селективной изоляции водопритоков из-за взаимодействия реагентов с остаточной водой нефтенасыщенных пластов с высокой реликтовой водонасыщенностью, вызывающего образование продуктов реакции снижающих естественную проницаемость продуктивной зоны.

Отмеченный недостаток может устраняться путем предварительного связывания остаточной воды химическими реагентами и очистки призабойной зоны от полученного в результате реакции материала.

Из подобных технических решений наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам к данному изобретению является способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки в пласт тяжелой смолы пиролиза нефтяного сырья и безводного хлористого алюминия, образующих в присутствии воды материал, закупоривающий паровое пространство. Он растворяется нефтью и может удаляться из продуктивного горизонта [5]
Недостатком данного способа является частичное снижение фазовой проницаемости нефтеносного пласта с высокой реликтовой водонасыщенностью. Проникновение маловязкого состава в продуктивный пласт вызывает образование материала, связывающего остаточную воду. Вязкость продукта реакции постепенно возрастает вплоть до полной потери текучести. Требуется длительный период эксплуатации скважины после обработки призабойной зоны до момента окончательного растворения нефтью продукта реакции изоляционного состава с реликтовой водой.

Изобретение направлено на сохранение естественной проницаемости нефтеносного пласта c высокой остаточной водонасыщенностью поcле изоляции водопротока в скважину. Это достигается тем, что предварительно в призабойную зону пласта, в качестве реагента, связывающего остаточную воду, закачивают 1,0-1,5% раствор безводного хлористого алюминия в тяжелой смоле пиролиза нефтяного сырья на основе трициклических ароматических углеводородов, с последующим свабированием призабойной зоны скважины через 4 ч. Предварительное связывание остаточной воды и ее удаления из призабойной зоны предотвращает взаимодействие водоизоляционных реагентов с остаточной водой, образование закупоривающего материала в нефтенасыщенной зоне и обеспечивает сохранение фильтрационной характеристики продуктивного горизонта с начала дальнейшей эксплуатации скважины. Кроме этого, удаление продукта реакции с применением свабирования призабойной зоны способствует увеличению площади каналов фильтрации, гидрофобизация поверхности горной породы не снижает их фазовой проницаемости для нефти.

Выбранные значения концентрации безводного хлористого алюминия и время выдержки реагента в пласте обусловлены тем, что при концентрации более 1,5% и температуре не ниже 80^oC при взаимодействии его c реликтовой водой за период более 4 ч образуется высоковязкий материал. Растворение продукта реакции нефтью происходит после начального этапа эксплуатации. При концентрации хлористого алюминия менее 1,5% образуется за 4 ч маловязкий продукт, имеющий слабовыраженную способность адгезии к горным породам и образованию с ними прочных химических связей. Он легко удаляется из призабойной зоны путем свабирования скважины.

Исследование возможности применения смеси предлагаемых химреагентов в качестве материала, связывающего остаточную воду и его удаления из призабойной зоны проводили в лабораторных условиях.

Опыты проводились с использованием установки УИПК-1М, укомплектованной дополнительными узлами и измерительными приборами. Процесс вытеснения фильтрата из модели коллектора и его объем контролировались с применением включаемой в обвязку установки прозрачной "ловушки" высокого давления.

Остаточная водонасыщенность моделировалась методом капилляриметрии с использованием водного раствора хлористого натрия плотностью 1030 кг/м³. Модель пластовой нефти представляла собой керосин.

Образцы кернов с остаточной водой насыщались керосином и помещались в кернодержатели. Через модель коллектора прокачивался керосин в количестве 5-7 объемов пор и определялась исходная проницаемость по нефти. Затем в образце закачивался состав для связывания остаточной воды. Объем фильтрата контролировался по объему вытесненной в "ловушку" модели пластовой нефти. При заданных значениях давления и температуры состав выдерживался в модели коллектора 4 ч для завершения физико-химического процесса взаимодействия с остаточной водой. После этого керосином вытеснялся продукт реакции из керна в направлении, обратном закачиванию химреагентов. Этой операцией моделировался процесс свабирования призабойной зоны скважины. Опыт проводился до полной стабилизации перепада давления в модели коллектора и объема удаленного продукта реакции, после чего определялась проницаемость керна и величина коэффициента восстановления проницаемости.

где К₁, K₂ проницаемость модели пласта до и после воздействия.

Затем в исследуемый образец закачивался состав для селективной изоляции водопритока. При заданных значениях давления и температуры состав выдерживался в модели коллектора в течение 6 ч. Производилось обратное продавливание керосином. Определялась проницаемость керна и значение коэффициента восстановления проницаемости.

Рассмотрим пример осуществления способа. По данной методике через модель нефтенасыщенного керна, имеющего остаточную водонасыщенность 30% и проницаемость по нефти 0,110 мкм² фильтруют 1,5% раствор хлористого алюминия в тяжелой смоле пиролиза нефтяного сырья. При давлении 12,0 МПа и температуре 80^oC состав выдерживался в течение 4 ч (моделирования пластовых условий). После этого обратной фильтрацией определили проницаемость керна по нефти, которая оказалась равной 0,120 мкм². Затем в исследуемый образец фильтровался состав для селективной изоляции с 3,0% концентрацией хлористого алюминия. При тех же значениях давления и температуры модель выдерживалась в течение 6 ч. Проводилось обратное продавливание керосином. После сопоставления проницаемости по нефти до и после воздействия установлено, что величина коэффициента K_B 1,0.

Реализация способа осуществляется традиционными техническими приемами и техническими средствами, используемыми при строительстве и эксплуатации скважин.

Последовательность операций заключается в следующем.

Необходимое количество 1,0-1,5% раствора хлористого алюминия в тяжелой смоле пиролиза нефтяного сырья, рассчитанное с учетом предельного радиуса зоны предварительного связывания остаточной воды и геолого-физических характеристик пласта, закачивают через бурильные или насоснокомпрессорные трубы в скважину. Нижний конец колонны устанавливают ниже зоны обработки на 1-2 м. Начинают процесс закачиванием смеси химреагентов по колонне труб при открытом затрубном пространстве. После выхода в затрубное пространство закрывают и продавливают раствор в пласт. Через 4 ч в колонну труб опускаются компоновка специального инструмента, с помощью которого производится свабирование призабойной зоны. После удаления продукта реакции из нефтенасыщенного пласта в интервал водопритока закачивается изоляционный материал.

Внедрение предлагаемого способа изоляции притока пластовых вод в добывающие нефтяные скважины с применением предварительного связывания остаточной воды и удаления продукта реакции свабированием призабойной зоны нефтенасыщенных пластов с высокой водонасыщенностью дает возможность улучшить экономические показатели нефтедобычи за счет сохранения естественной проницаемости продуктивного горизонта, снижения затрат времени и средств на освоение скважины, их длительной эксплуатации в нормальном технологическом режиме.

Использование: при строительстве и эксплуатации нефтяных скважин с целью повышения качества изоляции притока пластовых вод. Сущность изобретения: способ заключается в том, что с целью сохранения естественной проницаемости нефтеносного пласта с высокой реликтовой водонасыщенностью предварительно перед продавливанием изолирующих материалов в призабойную зону закачивают реагент, связывающий остаточную воду с последующим удалением продукта реакции свабированием призабойной зоны. В качестве связывающего реагента используется 1,0 - 1,5% раствор безводного хлористого алюминия в тяжелой смоле пиролиза нефтяного сырья.

Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины, включающий закачивание в призабойную зону раствора безводного алюминия в тяжелой смоле пиролиза нефтяного сырья с последующей выдержкой его в пласте в течение 4 ч, отличающийся тем, что в качестве раствора безводного алюминия в тяжелой смоле пиролиза используют раствор, содержащий 1,0 1,5% безводного алюминия, а после его выдержки в пласте продукты реакции удаляют из призабойной зоны свабированием.