СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины.

Известный способ недостаточно эффективен и не приводит к значительному выравниванию проницаемостей интервалов пласта и увеличению проницаемости низкопроницаемых пропластков.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, и закачку кислоты при давлении, ниже давления закачки тампонирующего материала, и повторение циклов закачки (патент РФ 2084621, кл. Е 21 В 43/27, опублик. 1997 г.).

Известный способ эффективен при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины, однако, при обработке призабойной зоны добывающей скважины его эффективность остается недостаточной вследствие невысокой кольматации пор в высокопроницаемых зонах и невысокого увеличения проницаемости низкопроницаемых зон.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, при повышении давления закачки, закачку раствора кислоты при понижении давления закачки, установление начального давления закачки последующего раствора, равным конечному давлению закачки предыдущего раствора, закачку тампонирующего материала в большем объеме, чем раствора кислоты, по окончании закачки растворов проведение технологической выдержки, по окончании технологической выдержки закачку цементного раствора в нижнюю часть продуктивного интервала или в продуктивный интервал с последующим разбуриванием и перфорацией продуктивного интервала (патент РФ 2114296, опубл. 27.06.98 - прототип).

Известный способ позволяет изолировать водопритоки и зоны поглощения, однако при этом продуктивность скважины снижается, т.е. способ оказывается недостаточно эффективным. Кроме того, способ сложен и многостадиен.

В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, и раствора кислоты при закачке тампонирующего материала в большем объеме, чем раствора кислоты, технологическую выдержку и закачку цементного раствора в продуктивный интервал, согласно изобретению, технологическую выдержку проводят под давлением, после закачки цементного раствора в продуктивный интервал проводят вымывание из скважины излишков цементного раствора обратной промывкой.

Существенными признаками изобретения являются:
1) закачка тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты;
2) закачка раствора кислоты;
3) закачка тампонирующего материала в большем объеме, чем раствора кислоты;
4) технологическая выдержка;
5) закачка цементного раствора в продуктивный интервал;
6) технологическая выдержка под давлением;
7) после закачки цементного раствора в продуктивный интервал вымывание из скважины излишков цементного раствора;
8) вымывание из скважины излишков цементного раствора обратной промывкой.

Признаки 1-5 являются общими с прототипом, признаки 6-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При добыче происходит преимущественное поступление нефти из высокопроницаемых интервалов пласта, при закачке происходит преимущественное поглощение рабочего агента высокопроницаемыми интервалами пласта. По мере выработки высокопроницаемых интервалов пласта происходит обводнение добываемой продукции. Для снижения обводненности добываемой продукции проводят обработки призабойной зоны скважины для изоляции водопритоков и зон поглощения. Однако при этом продуктивность скважины снижается, т. е. способ оказывается недостаточно эффективным.

В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение способа.

В скважину закачивают тампонирующий материал, устойчивый к действию кислоты, например, гелеобразующий раствор полиакриламида, который вследствие высокой вязкости поступает преимущественно в высокопроницаемые промытые интервалы. После схватывания и отверждения полиакриламида, т.е. после коагуляции раствора, поры пласта будут закольматированы полимером. В результате проницаемость высокопроницаемой зоны снизится. Закачиваемый вслед за гелеобразующим раствором раствор кислоты вследствие высокой подвижности и вследствие того, что высокопроницаемые зоны, в основном, заполнены раствором полиакриламида, проникает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, разрушает кольматирующие элементы, реагирует с породой, образуя новые и расширяя существующие поровые каналы. В результате проницаемость низкопроницаемых зон увеличивается.

Возможно проведение закачки растворов циклически. Это способствует более полному насыщению соответствующих зон растворами и увеличению эффекта обработки. Закачка гелеобразующего раствора полиакриламида в большем объеме, чем раствора кислоты способствует более полному заполнению высокопроницаемых зон и снижению возможности поступления раствора кислоты в высокопроницаемые зоны. По окончании закачки растворов проводят технологическую выдержку для коагуляции гелеобразующего раствора. Технологическую выдержку проводят под давлением в скважине порядка 7-11 МПа на устье. Давление способствует более полному закреплению полимера в порах призабойной зоны и образованию более плотной структуры отвержденного полимера. По окончании коагуляции гелеобразующего раствора для повышения надежности изоляции обводнившихся пропластков закачивают цементный раствор в продуктивный интервал и сразу проводят вымывание из скважины излишков цементного раствора обратной промывкой. Используют цементный раствор плотностью порядка 1,79-1,81 г/см³. Объем закачки цементного раствора устанавливают порядка 0,9-1,1 т. Для вымывания из скважины излишков цементного раствора применяют обратную промывку, т.е. подачу промывочной жидкости, например, воды в затрубное пространство и отбор по колонне насосно-компрессорных труб. Это способствует повышению скорости потока жидкости и, следовательно, качеству промывки. Объем жидкости для промывки устанавливают порядка 2-4 объемов колонны насосно-компрессорных труб.

В качестве тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, может быть использован раствор полиакриламида, глинистый раствор, набухающий в пресной воде, олигоорганоэтоксисилоксан и т.п. материалы.

В качестве раствора кислоты используют растворы соляной кислоты, смеси соляной и плавиковой кислот и т.п.

Пример конкретного выполнения
Проводят обработку призабойной зоны добывающей скважины глубиной 1150 м, имеющей интервалы перфорации на глубинах от 1077 до 1123 м. Скважину заглушают. Закачивают в пласты 5 м³ 0,6%-ного раствора полиакриламида, содержащего 1,5 кг хромкалиевых квасцов при давлении закачки порядка 4 МПа и 2 м³ 12%-ного раствора соляной кислоты при давлении закачки порядка 5 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 12 час при давлении на устье скважины 8-9 МПа. Закачивают 1 т цементного раствора плотностью 1,8 г/см³ в продуктивный интервал. После закачки цементного раствора в продуктивный интервал проводят вымывание из скважины излишков цементного раствора обратной промывкой жидкостью глушения в тройном объеме колонны насосно-компрессорных труб. Спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию. В результате обводненность добываемой продукции снизилась на 20% при полном сохранении дебита скважины. В тех же условиях по способу-прототипу обводненность добываемой продукции снизилась на 10%.

Применение способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. Обеспечивает повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины. Сущность изобретения: способ включает закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, и раствора кислоты. Тампонирующий материал закачивают в большем объеме, чем раствор кислоты. Осуществляют технологическую выдержку и закачку цементного раствора в продуктивный интервал. Согласно изобретению закачку тампонирующего материала и раствора кислоты осуществляют циклически. Технологическую выдержку проводят под давлением на устье 7-11 МПа. Сразу после закачки цементного раствора в продуктивный интервал проводят вымывание из скважины излишков цементного раствора путем подачи в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб промывочной жидкости порядка 2-4 объемов колонны насосно-компрессорных труб.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, и раствора кислоты при закачке тампонирующего материала в большем объеме, чем раствора кислоты, технологическую выдержку и закачку цементного раствора в продуктивный интервал, отличающийся тем, что закачку тампонирующего материала и раствора кислоты осуществляют циклически, а технологическую выдержку проводят под давлением на устье 7-11 МПа, причем сразу после закачки цементного раствора в продуктивный интервал проводят вымывание из скважины излишков цементного раствора путем подачи в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб промывочной жидкости порядка 2-4 объемов колонны насосно-компрессорных труб.