СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/32 E21B33/13 

Описание патента на изобретение RU2260689C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ интенсификации добычи нефти, включающий отбор нефти из нефтенасыщенной зоны пласта до образования конуса обводнения, установку пакера на уровне водонефтяного контакта, создание водонепроницаемого интервала закачкой изолирующей композиции, проведение перфорации скважины в водонасыщенной зоне пласта для создания гидродинамической связи между нефте-и водонасыщенными зонами пласта, закачку изолирующей композиции через интервал перфорации в нефтенасыщенной или водонасыщенной зонах пласта и отбор нефти (Патент РФ №2204702, опубл. 2003.05.20).

Известный способ позволяет изолировать водопритоки в призабойной зоне скважины, однако способ не позволяет повысить дебит скважины.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ограничения водопритока в добывающие скважины, включающий исследование скважины и последующую закачку в пласт водоизоляционных осадко-, гелеобразующих составов, обладающих избирательной проникающей способностью. По результатам исследования скважин определяют объем трещин в призабойной зоне скважины и объем свободного от цемента заколонного пространства и предварительно перед закачкой водоизоляционных составов закачивают в пласт цементный раствор в объеме, обеспечивающем заполнение заколонных пустот и трещин в пласте, а закачку водоизолирующих составов проводят после затвердевания цементного раствора и перфорации обводненных участков пласта, при этом после закачки водоизоляционных составов для их закрепления вновь закачивают цементный раствор и вводят скважину в эксплуатацию после реперфорации продуктивных участков пласта (Патент РФ №2224875, опубл. 2004.02.27 - прототип).

Известный способ позволяет изолировать водопритоки в призабойной зоне скважины и повысить дебит скважины за счет реперфорации продуктивных участков пласта. Однако эффективность способа остается невысокой вследствие недостаточно полного осаждения конусов обводнения и малого повышения притока через перфорационные отверстия. В результате обводненность добываемой продукции остается высокой.

В изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку гелеобразующего состава, технологическую выдержку и реперфорацию продуктивного интервала, согласно изобретению предварительно проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону, после глушения скважины проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения, продавку гелеобразующего состава проводят минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ, реперфорацию проводят в верхней части продуктивного интервала под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ.

Признаками изобретения являются:

1. закачка гелеобразующего состава;

2. технологическая выдержка;

3. реперфорация продуктивного интервала;

4. предварительное глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ;

5. частичное поступление жидкости глушения в призабойную зону;

6. проведение технологической выдержки для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения;

7. продавка гелеобразующего состава минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ;

8. реперфорация верхней части продуктивного интервала;

9. то же, под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ.

Признаки 1-3 являются сходными с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающей скважины происходит обводнение добываемой продукции вследствие поднятия конуса воды. Существующие способы позволяют изолировать водопритоки и несоколько компенсировать потерю дебита, неизбежно возникающую при водоизоляционных работах. Однако эффективность работ оказывается невысокой. В изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны обводнившейся скважины проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону. Для приготовления жидкости глушения используют пластовую, сточную (попутную) воду той же нефтяной залежи, на которой размещена обрабатываемая скважина. В состав такой воды входят соли и добавки, обеспечивающие сродство жидкости глушения и пластовой воды, образовавшей конус обводнения. Это способствует проникновению жидкости глушения в призабойную зону и совместимости двух вод. Поверхностно-активные вещества, присутствующие в жидкости глушения, смачивают поры призабойной зоны, способствуют совместимости жидкости глушения с нефтью, смачиванию нефтью пор призабойной зоны и более быстрому опадению конусов воды. При этом глубокого проникновения жидкости глушения в призабойную зону не требуется. Для поступления жидкости глушения в призабойную зону достаточно применять жидкость глушения в небольшом избытке, который всегда используется при проведении работ по глушению.

После глушения скважины проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения.

Затем выполняют продавку в призабойную зону скважины гелеобразующего состава жидкостью глушения, т.е. минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ. Наличие жидкости глушения до гелеобразующего состава и после него создает предпосылки для глубокого проникания в призабойную зону и создания надежного экрана против конуса обводнения. После продавки проводят технологическую выдержку для гелеобразования в призабойной зоне.

Для повышения дебита скважины проводят реперфорацию верхней части продуктивного интервала под слоем жидкости глушения, т.е. минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ. За счет этого происходит отмыв перфорационных отверстий после реперфорации и увеличение продуктивности скважины.

При необходимой плотности жидкости глушения 1,30-1,35 г/см3 используют пластовую воду с добавкой хлорида кальция и 0,3% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б, при плотности 1,16-1,18 г/см3 используют пластовую воду с добавкой 0,2% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б, при плотности 1,03-1,10 г/см3 используют сточную воду с добавкой 0,1% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б.

В качестве гелеобразующего состава используют смеси раствора водорастворимого полимера и отвердителя, например, смесь 0,8-2,0%-ного водного раствора полиакриламида и 0,08-0,5%-ного раствора ацетата хрома. Для приготовления растворов полиакриламида и ацетета хрома используют вышеуказанные растворы соответствующей плотности и содержанием смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81 Б. В качестве полимера могут быть использованы производные целлюлозы и пр. водорастворимые соединения с соответствующими им отвердителями.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины Ромашкинского месторождения глубиной 1407 м. Интервал продуктивного пласта составляет 4 м. Ниже расположен водоносный слой. Обводненность добываемой нефти составляет 99%. Плотность добываемой пластовой воды равна 1,16 г/см3. Скважина снабжена колонной насосно-компрессорных труб. Заполняют скважину жидкостью глушения, представляющей собой пластовую воду плотностью 1,16 г/см3 с добавкой 0,2% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б. После заполнения скважины жидкостью глушения до устья наблюдают некоторое снижение уровня жидкости в скважине, что свидетельствует о проникании жидкости глушения в призабойную зону скважины. Проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения в течение 2 сут. В это время проводят подготовительные работы к закачке гелеобразующего состава. Проводят продавку в призабойную зону 50 м3 гелеобразующего состава, состоящего из 1%-ного водного раствора полиакриламида и 0,15%-ного раствора ацетата хрома, приготовленных на пластовой воде. Продавку осуществляют 6 м3 жидкости глушения. Проводят технологическую выдержку для гелеобразования раствора в течение 2 сут. В скважине, заполненной жидкостью глушения, выполняют реперфорацию верхней части продуктивного интервала высотой 2 м. Осваивают скважину.

В результате работ обводненность добываемой продукции снизилась с 99 до 90% при увеличении дебита с 2,5 до 4,7 т/сут. При проведении аналогичных работ на соседних сходных по характеристикам скважинах без применения отличительных признаков данного изобретения удалось достичь снижения обводненности с 99 до 96% и увеличения дебита на 0,5-0,7 т/сут.

Применение предложенного способа позволит снизить обводненность добываемой продукции.

Похожие патенты RU2260689C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2007
  • Хисамов Раис Салихович
  • Тазиев Миргазиян Закиевич
  • Таипова Венера Асгатовна
  • Цареградская Марина Игоревна
  • Шакиров Артур Альбертович
RU2317411C1
Способ ограничения притока воды в добывающие скважины 2002
  • Бриллиант Л.С.
  • Иванов С.В.
  • Козлов А.И.
RU2224875C2
Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины 2019
  • Афлятунов Ринат Ракипович
  • Мордагулов Ленар Загитович
  • Соловьев Вячеслав Анатольевич
RU2713027C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКОВ ПРЕСНОЙ ВОДЫ В СКВАЖИНЫ, РАЗРАБАТЫВАЮЩИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ 2000
  • Старшов М.И.
  • Ситников Н.Н.
  • Хисамов Р.С.
  • Волков Ю.В.
  • Абдулхаиров Р.М.
  • Салихов И.М.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Шакиров А.Н.
  • Жеглов М.А.
  • Малыхин В.И.
  • Исхакова Н.Т.
RU2192541C2
СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОГО ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ 2000
  • Котельников В.А.
  • Евстифеев С.В.
  • Иванов В.В.
  • Лемешко Н.Н.
  • Салихов И.М.
  • Хусаинов В.М.
  • Ишкаев Р.К.
RU2184836C2
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 2010
  • Насибулин Ильшат Маратович
  • Шаболкин Сергей Владимирович
  • Базилевский Игорь Николаевич
  • Гусев Сергей Леонидович
  • Галлямов Наиль Зиннурович
  • Баймашев Булат Алмазович
RU2467164C2
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ФРОНТА ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2010
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Абросимова Наталья Николаевна
  • Коновалова Надежда Павловна
  • Яхина Ольга Александровна
  • Кубарев Петр Николаевич
RU2451168C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2014
  • Сергеев Виталий Вячеславович
RU2583104C1
СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2016
  • Ашигян Дмитрий Григорьевич
  • Батрак Алексей Николаевич
  • Сальников Сергей Александрович
RU2618543C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2004
  • Курочкин Борис Михайлович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Кандаурова Галина Федоровна
  • Андронов Сергей Николаевич
  • Маркелов Александр Леонидович
RU2286448C2

Реферат патента 2005 года СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Обеспечивает повышение обводненности добываемой продукции. Сущность изобретения: при обработке призабойной зоны скважины проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону. После глушения скважины проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения. Проводят продавку гелеобразующего состава минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ. Реперфорацию проводят в верхней части продуктивного интервала под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ.

Формула изобретения RU 2 260 689 C1

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку гелеобразующего состава, технологическую выдержку и реперфорацию продуктивного интервала, отличающийся тем, что предварительно проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону, после глушения скважины проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения, продавку гелеобразующего состава проводят минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ, реперфорацию проводят в верхней части продуктивного интервала под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2005 года RU2260689C1

Способ ограничения притока воды в добывающие скважины 2002
  • Бриллиант Л.С.
  • Иванов С.В.
  • Козлов А.И.
RU2224875C2

RU 2 260 689 C1

Авторы

Хисамов Р.С.

Гумаров Н.Ф.

Таипова В.А.

Цареградская М.И.

Даты

2005-09-20Публикация

2004-10-05Подача