СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационных и изоляционных работах в скважине.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку во все пласты нефтяной эмульсии и материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, проведение технологической выдержки, и закачку раствора кислоты поинтервально в нефтяные пласты (1).

Известный способ обладает недостаточно высокой эффективностью выравнивания профиля приемистости скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине и поинтервальные закачки в призабойную зону реагентов для обработки (2).

Известный способ позволяет проводить обработки интервалов продуктивного пласта. При этом выбор интервала для обработки производится из условия нефте- или водонасыщенности интервала. При этом не подвергают более подробному анализу продуктивный пласт по геологическим параметрам, например по проницаемости. Вследствие этого поинтервальная обработка затрагивает укрупненные объекты, часто сочетающие части интервала с разной проницаемостью, разной нефтенасыщенностью, обводненностью и прочими параметрами. Все это приводит к снижению эффективности обработки.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине и поинтервальные закачки в призабойную зону реагентов для обработки, согласно изобретению, анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине проводят по проницаемости интервалов, назначают ширину интервала при поинтервальной закачке реагентов, равную 0.8 м, а при закачках реагентов в соседние интервалы снижают давление закачки реагентов для обработки.

Сущность изобретения
Вследствие неоднородности продуктивного пласта происходит неравномерное поступление рабочего агента в зоны пласта с разной проницаемостью или неравномерный отбор нефти из разных зон пласта. При эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных скважин проводят работы по повышению проницаемости низкопроницаемых зон и снижению проницаемости высокопроницаемых зон. При этом весьма эффективно обработку зон пласта проводят при поинтервальных обработках призабойной зоны скважины. При назначении ширины интервала обработки оперируют в основном двумя понятиями: обводненная зона и нефтенасыщенная зона. Однако при анализе геологических характеристик продуктивного пласта выясняется, что геологическая характеристика этим не исчерпывается. Часто в обводненной или нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта имеются зоны с промежуточными значениями проницаемости, требующими самостоятельного подхода в вопросе об увеличении или уменьшении проницаемости зоны пласта. Существующий подход к обработке призабойной зоны не позволяет дифференцированно обрабатывать эти зоны.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Как правило, поинтервальные обработки призабойной зоны продуктивного пласта проводят с помощью двухпакерного оборудования, размещенного на колонне насосно-компрессорных труб. Закачку реагентов для обработки проводят через перфорированную часть колонны насосно- компрессорных труб между пакерами. При этом расстояние между пакерами составляет величину порядка 3 м и более. Анализ геологических характеристик продуктивного интервала в скважине показывает, что на 3-метровой ширине продуктивного пласта может располагаться до 4 зон с различной проницаемостью, требующих самостоятельного подхода к назначению типа реагента для обработки, реакционной способности, объема закачки реагента и т. п. В связи с этим целесообразно провести назначение ширины интервала при поинтервальной закачке реагентов в соответствии с шириной выделенного интервала. При этом приемлемой является ширина между пакерами при поинтервальной обработке, равная 0,8 м. В этом случае удается осуществить дифференцированный подход к обработке призабойной зоны в зависимости от проницаемости каждого участка с примерно однородными свойствами. При этом практически остается неизменным тип обработки в зависимости от обводненности (изоляционные работы) или нефтенасыщенности (интенсификационные работы) обрабатываемого интервала.

После обработки первой зоны интервала, равной 0,8 м, пакера переносят выше или ниже на соседний участок для обработки и закачивают реагент для обработки с несколько меньшим давлением во избежание чрезмерного размыва заколонного пространства и резкого увеличения диаметра скважины. При обработке следующей зоны давление закачки опять снижают и т. п.

В качестве интенсифицирующего реагента используют растворы кислот, разглинизирующие агенты и т. п. В качестве реагентов при изоляционных работах используют растворы полимеров, дисперсии твердых веществ, нефтяные эмульсии и др.

Пример конкретного выполнения способа
Проводят обработку призабойной зоны добывающей скважины. Выполняют поинтервальные закачки в призабойную зону интенсифицирующих реагентов для обработки водных растворов соляной кислоты. Перед закачкой реагентов анализируют геологические характеристики продуктивного пласта в скважине.

Выясняют, что в продуктивном пласте шириной 4 м имеются: 1-я зона шириной 0,85 м с проницаемостью 60 мД, 2-я зона шириной 1 м с проницаемостью 120 мД, 3-я зона шириной 0,8 м с проницаемостью 70 мД и 4-я зона шириной 1,35 м с проницаемостью 175 мД. 4-я зона обводнена на 80%. Обводненность 1, 2 и 3 зон составляет 20-36%. Выделяют зоны с однородными геологическими свойствами в соответствии с шириной 1, 2,.. 3 и 4 зон. Назначают ширину при поинтервальной закачке реагентов в соответствии с шириной выделенного интервала, т. е. ширину интервала для обработки 1, 2 и 3 зон назначают 0,8 м. 4-ю зону оставляют без воздействия. Спускают колонну насосно- компрессорных труб с 2 пакерами и расстоянием между пакерами 0.8 м. Закачивают в 1-ю зону 20%-ный водный раствор соляной кислоты при давлении на устье скважины 11.5 МПа, во 2-ю зону закачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты при давлении на устье скважины 10,5 МПа, в 3-ю зону закачивают 18%-ный водный раствор соляной кислоты при давлении на устье скважины 10 МПа. Объемы закачки растворов кислоты составляют 2 м³. После этого проводят технологическую выдержку и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате обработки дебит скважины повысился с 8 до 11 м³/сут, а обводненность добываемой нефти снизилась на 15%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины, повысить ее продуктивность, снизить обводненность добываемой продукции.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Патент РФ N 2092686, кл. E 21 B 43/27, опублик. 1997 г.

2. И.В. Кривоносов и др. Способы повышения производительности нефтяных и нагнетательных скважин. Тематические научно-технические обзоры. Серия Добыча. М. ВНИИОЭНГ, 1973, с 4-8, 13- прототип.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационных и изоляционных работах в скважине. При обработке призабойной зоны скважины проводят поинтервальные закачки в призабойную зону реагентов для обработки. Перед закачкой реагентов анализируют геологические характеристики продуктивного пласта в скважине по проницаемости интервалов и выделяют ширину интервала с однородными геологическими свойствами. Назначают ширину интервала по проницаемости, равную 0,8 м. Проводят поинтервальную закачку реагентов в выделенные интервалы. При закачках реагентов в соседние интервалы снижают давление закачки реагентов для обработки. Повышается эффективность обработки призабойной зоны скважины.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине и поинтервальные закачки в призабойную зону реагентов для обработки, отличающийся тем, что анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине проводят по проницаемости интервалов, назначают ширину интервала при поинтервальной закачке реагентов, равную 0,8 м, а при закачках реагентов в соседние интервалы снижают давление закачки реагентов для обработки.