СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2005 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в добывающих и повышения приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен способ изоляции притока вод в нефтяную скважину путем одновременной закачки в изолируемый пласт углеводородной жидкости (нефти) и серной кислоты [1].

Однако данный способ сложен и требует особой осторожности, поскольку незначительное отклонение в технологии проведения обработки может привести к образованию пробки кислого гудрона в стволе скважины или на ее забое.

Известен способ изоляции пластовых вод в нефтяной скважине путем закачки в водоносную часть пласта вязкой нефти [2]. Данный способ недостаточно эффективен из-за низкой надежности создаваемого экрана.

Известен состав для изоляции пласта, содержащий нефть, латекс и эмультал [3]. Добавка эмультала способствует полному включению нефти в коагулянт, образующийся при взаимодействии латексной эмульсии с пластовой водой. Известный способ имеет ограничения и не может быть использован на безводных скважинах.

Из существующего уровня техники известен способ кислотной обработки пласта, включающий создание барьера высокого гидравлического сопротивления закачкой высоковязкой нефти перед проведением кислотной обработки [4]. Данный способ позволяет блокировать продуктивные интервалы, однако мало эффективен при блокировании высокопроницаемых коллекторов.

Наиболее близким аналогом является способ обработки призабойной зоны добывающих скважин, включающий блокирование одного интервала нефтеводной или нефтекислотной эмульсией высокой вязкости и закачку кислотного раствора в другой интервал [5]. Способ недостаточно эффективен из-за низкой надежности создаваемого экрана.

Наиболее близким аналогом является способ обработки призабойной зоны нагнетательных скважин, включающий блокирование одного интервала путем закачивания тампонирующего материала - суспензии глины в объеме, определяемом по приведенной расчетной формуле:

Y=π · R²·^{h· m· К_выт К_ох.}

где R² - радиус депрессии, м;

h - интервал пласта, принимающий рабочий агент, м;

m - пористость;

К_выт. - коэффициент вытеснения;

К_ох. - коэффициент охвата,

закачку кислотного раствора в другой интервал [6].

В изобретении решается задача повышения качества изоляции за счет создания надежного тампона, имеющего высокое гидравлическое сопротивление.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающих скважин, включающем блокирование одного интервала и закачку кислотного раствора в другой интервал согласно изобретению блокирование осуществляют закачкой суспензии состава, мас.ч: нефтепоглощающий сорбент 5-35, поверхностно-активное вещество 0,005-0,5, вода 1000 при количестве указанного сорбента, определяемом по расчетной формуле:

где Р - вес нефтепоглощающего сорбента, кг;

δ _Нac. -насыпной вес нефтепоглощающего сорбента, кг/м³;

D - диаметр обрабатываемого участка пласта, м;

Н - толщина пласта, м;

К_{дин.пор.} - коэффициент динамической пористости, доли ед;

к_нефт. - коэффициент нефтеемкости нефтепоглощающего сорбента, кг/кг,

В способе обработки призабойной зоны нагнетательных скважин, включающем блокирование одного интервала закачкой водной суспензии нефтепоглощающего сорбента, количество которого определяют по расчетной формуле, и закачку кислотного раствора в другой интервал согласно изобретению используют указанную суспензию, содержащую дополнительно поверхностно-активное вещество ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.ч: нефтепоглощающий сорбент 5-35, поверхностно-активное вещество 0,005-0,5, вода 1000, в качестве расчетной формулы:

где Р - вес нефтепоглощающего сорбента, кг;

δ _НАС - насыпной вес нефтепоглощающего сорбента, кг/м³;

D - диаметр обрабатываемого участка пласта, м;

Н - толщина пласта, м;

К_{ДИН.ПОР.} - коэффициент динамической пористости, доли ед;

к_нефт. - коэффициент нефтеемкости нефтепоглощающего сорбента, кг/кг,

а при блокировании предварительно осуществляют закачку нефтяной оторочки в 1,5-2 кратном стехиометрическом соотношении к указанному сорбенту.

Признаками изобретения являются:

Для способа обработки призабойной зоны добывающих скважин:

1. Определение количества нефтепоглощающего сорбента по выражению

2. Закачка водной суспензии нефтепоглощающего сорбента;

3. Блокирование интервала;

4. Закачка раствора соляной кислоты;

Признаки 3, 4 является общими с прототипом, признаки 1,2 являются отличительными признаками изобретения.

Для способа обработки призабойной зоны нагнетательных скважин:

1. Определение количества нефтепоглощающего сорбента по выражению

2. Закачка нефти в блокируемый интервал;

3. Закачка водной суспензии нефтепоглощающего сорбента;

4. Блокирование интервала;

5. Закачка раствора соляной кислоты;

Признаки 3, 4, 5 является общими с прототипом, признаки 1, 2 являются отличительными признаками изобретения.

Эксплуатация добывающих скважин в неоднородной нефтяной залежи сопровождается обводнением добываемой продукции водой, поступающей по наиболее проницаемым пластам. При этом снижается поступление в скважину нефти из нефтяных слабообводненных и менее проницаемых пластов и увеличивается скорость продвижения фронта рабочего агента от нагнетательной скважины к добывающим по наиболее проницаемым пластам. При работе нагнетательных скважин происходит поглощение рабочего агента высокопроницаемыми пластами, а в менее проницаемых пластах остаются невыработанными нефтяные оторочки. Задача повышения степени извлекаемости нефти из низкопроницаемых пластов в залежи и высокой обводненности продукции скважин, повышения приемистости низкопроницаемых пластов при наличии зон поглощения решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной добывающей скважиной одновременно из нескольких продуктивных пластов, или осуществляется закачка рабочего агента через одну нагнетательную скважину в несколько продуктивных пластов.

При проведении технологических операций по интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах, имеющих обводненные интервалы, начальной стадией обработки является, как правило, операция блокирования обводненного интервала.

В нагнетательных скважинах для выравнивания профиля приемистости операция блокирования высокопроницаемого интервала является первоочередной.

Существующие материалы для блокирования дренированных интервалов в добывающих и нагнетательных скважинах разнотипны и не обеспечивают надежного их перекрытия.

Для блокирования дренированных интервалов согласно изобретению предлагается использовать нефтепоглощающие сорбенты.

Характерной особенностью таких нефтепоглощающих сорбентов является их высокая адсорбционная способность по отношению к нефти. Приводим коэффициент нефтеемкости нефтепоглощающих сорбентов на основе некоторых материалов, табл.1.

Таблица 1
Коэффициент нефтеемкости нефтепоглощающих сорбентов на основе некоторых материаловМатериалКоэффициент нефтеемкости, кг/кгТорф гранулированный1,5Уголь1,5Сланцы2Сапропель3Древесный уголь3,1Пламилон4-7,4Перлит и вермикулит5-7Мох5,0Опилки мелкие (1-3 мм)5,0Торф сфагновый5,2Полипропилен6,13-31,0Нитрон 15006,13Древесная пыль7,7Лавсан 14008,3Капрон непрессованный8,92Крошка полиуретана10Пенопласт15-18Пенополиуретан19Полипропилен20Карбамидоформальдегидные пенопласты25-30

На базе природного сырья и искусственных материалов созданы нефтепоглощающие сорбенты, обладающие большей нефтеемкостью, чем исходное сырье, табл.2.

Таблица 2
Сравнительные характеристики сорбентовХарактеристикаПит-сорбТурбосорб-джетБТК-1СорбойлОсноваТорфТорфТорфТорфВнешний видКрошкаКрошкаКрошкаКрошкаПлотность, кг/м³16011060250Коэффициент нефтеемкости при 20° С, кг/кг43,6116при 4°С, кг/кг1,63,6106Водопоглощение, кг/кг0,040,030,10,0002ТоксичностьБезвредныйБезвредныйБезвредныйБезвредныйСтрана производительКанадаФранцияРоссияРоссия

Подготовительные работы включают:

1. Расчет необходимого количества нефтепоглощающего сорбента в зависимости от характеристики призабойной зоны производится по выражению

2. Выбор концентрации нефтепоглощающего сорбента для приготовления водной суспензии производится по величине динамической пористости согласно данных табл.3.

Таблица 3
Выбор концентрации нефтепоглощающего сорбентаДинамическая пористость, д.ед.&λτ; 0,100,110,120,130,140,15>0,16Концентрация нефтепоглощающего сорбента, кг/м³ воды5101520253035

3. Расчет необходимого количества воды. Необходимое количество воды (в м³) равно частному от деления необходимого количества нефтепоглощающего сорбента на выбранную концентрацию нефтепоглощающего сорбента.

4. Расчет необходимого количества ПАВ производится умножением объема воды на концентрацию ПАВ из табл.4

Приготовление водной суспензии нефтепоглощающего сорбента производится следующим образом. В емкость заливается пресная вода, добавляется расчетное количество ПАВ и все перемешивается в течение 10 мин. Затем в емкость добавляется расчетное количество нефтепоглощающего сорбента и все перемешивается еще в течение 15 мин. После этого водная суспензия нефтепоглощающего сорбента готова к закачке в пласт.

Нефтепоглощающие сорбенты являются гидрофобными веществами и плохо распределяются в водной фазе. Для получения устойчивой водной суспензии в воду добавляются ПАВ. В качестве таких реагентов могут быть использованы неонолы (неонол-6), деэмульгаторы (диссолван 4316, LML-4312).

Расход ПАВ определяется индивидуально, в зависимости от вида нефтепоглощающего сорбента, состава используемой воды, количества закачиваемого нефтепоглощающего сорбента, а в общем усредненном виде может быть выбран из табл.4.

Таблица 4Концентрация нефтепоглощающего сорбента, кгКонцентрация ПАВ, кг/м³ воды5
10
15
20
25
30
350,005
0,087
0,17
0,252
0,335
0,417
0,5

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Обработка добывающей скважины. В нефтедобывающей скважине перфорированы 3 пласта: 1310-1315, 1318-1321, 1325-1329 м. В результате исследований интервала ее поступления установлено, что обводнен нижний пласт на глубине 1325-1329 м. Характеристика пласта. Толщина 3 м. Динамическая пористость 0,14. Поступление из пласта жидкости 6 т. Содержание воды 60%.

Принято решение ограничить поступление воды из пласта закачкой нефтепоглощающего сорбента “Сорбойл” на глубину 1,5 м (диаметр 3 м). Насыпной вес сорбента 250 кг/м³. Коэффициент нефтеемкости сорбента - 6 кг/кг. Рассчитываем необходимое количество сорбента:

Для расчета необходимого количества воды принимаем для динамической пористости 0,14 концентрацию нефтепоглощающего сорбента 25 кг, диссолвана 4316-0,335 кг на 1 м³ воды. Тогда необходимое количество воды для приготовления суспензии нефтепоглощающего сорбента составит 5 м, а расход диссолвана 4316 на 5 м³ воды составит 5 м³ · 0,335=1,7 кг. Устанавливают пакер выше нижнего обводненного интервала и закачивают в пласт приготовленную суспензию нефтепоглщающего сорбента. Проводят технологическую выдержку в течение 8 часов. Проводят кислотную обработку вышележащих интервалов. Снимают пакер. Скважину промывают и пускают в эксплуатацию.

Пример 2. Обработка нагнетательной скважины. В нагнетательной скважине выделены 3 пласта: 1306-1310, 1315-1318, 1325-1329 м. В результате снятия профиля приемистости установлено, что верхний пласт на глубине 1306-1310 м хорошо дренирован и поглощает 80% закачиваемой воды. Характеристика пласта: толщина 4 м, динамическая пористость 0,18.

Принято решение ограничить количество закачиваемой воды в пласт закачкой нефтепоглощающего сорбента “БТК-1” на глубину 2 м (диаметр 4 м). Насыпной вес сорбента 60 кг/м³. Коэффициент нефтеемкости - 11 кг/кг. Рассчитываем необходимое количество нефтепоглощающего сорбента:

Принимаем для динамической пористости 0,18 удельный расход нефтепоглощающего сорбента 35 кг, диссолвана 4316-0,5 кг на 1 м³ воды. Тогда необходимое количество воды для приготовления суспензии нефтепоглощающего сорбента составит 2 м³, а расход неонола-6 на 2 м³ воды составит 2 м³ · 0,5=1 кг.

Устанавливают пакер между интервалами 1306-1310 и 1315-1318 м, в блокируемый интервал 1306-1310 м закачивают нефть в 1,5-2-кратном стехиометрическом соотношении к сорбенту, а именно 49 кг · 11· (1,5-2)=(810-1080) кг, после чего в качестве буферной жидкости закачивают 0,5 м³ воды и приготовленную суспензию нефтепоглщающего сорбента. Проводят технологическую выдержку в течение 8 часов. Проводят кислотную обработку нижележащих интервалов. Снимают пакер. Скважину промывают и пускают в эксплуатацию.

Пример 3. Обработка добывающей скважины с высокообводненным пропластком. Обводненность пропластка 90-98%. Технология обработки соответствует технологии обработки нагнетательной скважины.

Применение предложенного способа позволяет изолировать обводненные интервалы в добывающих скважинах при сохранении проницаемости нефтяных пластов и снизить обводненность добываемой продукции или непроизводительное поглощение рабочего агента в нагнетательных скважинах.

Источники информации

1. Авт. св. № 661102, кл. Е 21 В 33/13, опубл. 05.05.79 г.

2. Авт. св. № 1084416 кл. Е 21 В 33/13, опубл. 07.04.84 г.

3. Авт. св. № 767339, кл. Е 21 В 33/138, опубл. 30.09.80 г.

4. Авт. св. № 969891. кл. Е 21 В 43/27, опубл. 30.10.82 г.

5. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г. Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. - Москва.: Недра. - 1966. - с.142-144.

6. Патент РФ № 2084621, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 20.07.97.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в добывающих и повышения приемистости в нагнетательных скважинах. Технический результат заявляемого изобретения выражается в повышении качества изоляции за счет создания надежного тампона, имеющего высокое гидравлическое сопротивление. В способе обработки призабойной зоны добывающих скважин, включающем блокирование одного интервала и закачку кислотного раствора в другой интервал, блокирование осуществляют закачкой суспензии состава, мас.ч.: нефтепоглощающий сорбент 5-35, поверхностно-активное вещество 0,005-0,5, вода 1000 при количестве указанного сорбента, определяемом по расчетной формуле. А также в способе обработки призабойной зоны нагнетательных скважин, включающем блокирование одного интервала закачкой водной суспензии нефтепоглощающего сорбента, количество которого определяют по расчетной формуле, и закачку кислотного раствора в другой интервал, используют указанную суспензию, содержащую дополнительно поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: нефтепоглощающий сорбент 5-35, поверхностно-активное вещество 0,005-0,5, вода 1000, при блокировании предварительно осуществляют закачку нефтяной оторочки в 1,5-2-кратном стехиометрическом соотношении к указанному сорбенту. В качестве расчетной формулы в каждом способе используют следующую: P = δ _НАС. · 0,785 · D² ·^{H · K_{ДИН.ПОР.}/K_НЕФТ., кг, где Р - вес указанного сорбента, кг; δ _НАС/ - насыпной вес указанного сорбента, кг/м3; D - диаметр обрабатываемого участка пласта, м; Н - толщина пласта, м; К_{ДИН.ПОР/} - коэффициент динамической пористости, доли ед.; К_НЕФТ. - коэффициент нефтеемкости сорбента, кг/кг. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.}

1. Способ обработки призабойной зоны добывающих скважин, включающий блокирование одного интервала и закачку кислотного раствора в другой интервал, отличающийся тем, что блокирование осуществляют закачкой суспензии состава, мас.ч.: нефтепоглощающий сорбент 5-35, поверхностно-активное вещество 0,005-0,5, вода 1000 при количестве указанного сорбента, определяемом по расчетной формуле

где Р - вес нефтепоглощающего сорбента, кг;

δ_НАС - насыпной вес нефтепоглощающего сорбента, кг/м³;

D - диаметр обрабатываемого участка пласта, м;

Н - толщина пласта, м;

К_{ДИН.ПОР.} - коэффициент динамической пористости, доли ед.;

К_НЕФТ. - коэффициент нефтеемкости сорбента, кг/кг,

где Р - вес нефтепоглощающего сорбента, кг;

δ_НАС - насыпной вес нефтепоглощающего сорбента, кг/м³;

D - диаметр обрабатываемого участка пласта, м;

Н - толщина пласта, м;

К_{ДИН.ПОР.} - коэффициент динамической пористости, доли ед.;

К_НЕФТ. - коэффициент нефтеемкости нефтепоглощающего сорбента, кг/кг,

а при блокировании предварительно осуществляют закачку нефтяной оторочки в 1,5-2-кратном стехиометрическом соотношении к указанному сорбенту.