СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ЗОН ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции зон поглощения в нагнетательных скважинах или водопритоков в добывающих скважинах в условиях разработки карбонатных коллекторов.

Известен состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах, содержащий в мас.ч.: синтетический пластифицированный изопреновый каучук (СПИК) 100, керосин или нефрас-сольвент нефтяной тяжелый 900-4900, серу техническую 1-4, окись цинка 1-4, диэтилдитиокарбомат натрия (ДЭДТК) 1-4, каптакс-2-меркаптобензтиазол 1-4. СПИК растворяют в керосине или нефрасе. В полученный раствор добавляют серу, окись цинка, ДЭДТК и каптакс. Тщательно перемешивают до гомогенного состояния. Краткая характеристика состава: улучшаются эксплуатационные характеристики за счет расширения температурного интервала его использования и снижения исходной вязкости (Патент РФ №2068075, опубл. 1996.10.20).

Известен способ обработки скважины в карбонатных коллекторах, включающий циклическую закачку в пласт соляной кислоты с последующей продавкой ее раствором реагента, образующего с карбонатным коллектором слаборастворимые или нерастворимые в кислоте соединения, в качестве которых используют 2-5%-ные водные растворы кислородсодержащих соединений серы; или бисульфата натрия, или пиросульфата натрия или калия, или аммония с последующим удалением их из пласта, причем последние закачивают в объеме, необходимом для инкрустирования большей зоны карбонатных коллекторов, чем в предыдущем цикле (Патент РФ №2052086, опубл. 1996.01.10).

Наиболее близким к предложенному способу является способ изоляции высокопроницаемых участков в призабойной зоне скважины при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов путем закачки после изоляционного материала 25-40%-ной водной суспензии серного шлама - отхода производства очистки сероводородсодержащих газов от сероводорода при минерализации воды до 280 г/л, а затем суспензии резиновой крошки (Патент РФ №2144134, опубл. 2000.01.10 - прототип).

Известный способ позволяет изолировать высокопроницаемые зоны, однако эффективность способа невысока вследствие малой степени кольматации трещин в карбонатном коллекторе призабойной зоны скважины.

В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции высокопроницаемых зон в карбонатном коллекторе.

Задача решается тем, что в способе изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны скважины, включающем закачку водной суспензии побочного продукта сероочистки, используют водную суспензию побочного продукта сероочистки с установки предварительной подготовки высокосернистой нефти - 3-6%-ную суспензию серы в воде, предварительно проводят ее закачку через скважину до повышения давления закачки на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем проводят закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты с продавкой нефтью при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 ч, замену в скважине нефти на 13-15%-ный раствор соляной кислоты, закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 ч, гидроимпульсную закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин, выдержка при давлении 1-2 МПа, после чего производят промывку скважины нефтью и удаление из призабойной зоны продуктов реакции свабированием.

Признаками изобретения являются:

1) циклическая закачка в призабойную зону раствора соляной кислоты;

2) закачка водной смеси соединений серы;

3) удаление из призабойной зоны продуктов реакции.

В результате выравниваются проницаемости высоко- и низкопроницаемых зон продуктивного пласта, повышается охват пласта воздействием, увеличивается нефтеизвлечение из залежи.

Пример конкретного выполнения

Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной 1251 м. Продуктивный пласт перфорирован в интервале от 1195 до 1214 м. Коллектор призабойной зоны - карбонатный порово-трещинный. Скважина выведена из эксплуатации при текущем дебите жидкости 6,2 м³/сут и обводненности добываемой продукции 50%. Заколонная циркуляция пластовой жидкости отсутствует. Имеются промытые закачиваемой водой зоны в интервале 1212-1214 м и 1206-1207,5 м.

Останавливают скважину. По колонне насосно-компрессорных труб в скважину закачивают 6% суспензию серы в воде до повышения давления закачки на 1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем закачивают 14% раствор соляной кислоты при давлении 2 МПа из расчета 0,5 м³ раствора соляной кислоты на п.м продуктивного пласта. Раствор продавливают нефтью. Выполняют технологическую выдержку в течение 2 ч. Заменяют в скважине нефть на 14% раствор соляной кислоты и закачивают 14% раствор соляной кислоты при давлении 2 МПа из расчета 1 м³/п.м продуктивного пласта. Выполняют технологическую выдержку в течение 4 ч. Затем ведут гидроимпульсную закачку 14% раствора соляной кислоты за 6 циклов в режиме цикла 1 мин закачка - 5 мин, выдержка при давлении 2 МПа. Промывают скважину нефтью. Осваивают скважину свабированием с удалением продуктов реакции.

В результате обработки обводненность добываемой продукции снизилась до 25% при сохранении дебита скважины. При выполнении традиционных обработок призабойной зоны скважины в аналогичных условиях обводненность добываемой продукции составляла 35-40% при снижении дебита скважины.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность способа и снизить обводненность добываемой продукции.

4) в качестве соединения серы используют серу как побочный продукт сероочистки, образующийся при предварительной подготовке высокосернистой нефти на установке подготовки высокосернистой нефти;

5) закачка 3-6% суспензии серы в воде через скважину до повышения давления закачки на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания;

6) продавка нефтью 13-15% раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м³ раствора соляной кислоты на п.м продуктивного пласта;

7) технологическая выдержка в течение 1,5-2,5 ч.

8) замена в скважине нефти на 13-15% раствор соляной кислоты;

9) закачка 13-15% раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м³/п.м продуктивного пласта;

10) технологическая выдержка в течение 3,5-4,5 час.;

11) гидроимпульсная закачка 13-15% раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин, выдержка при давлении 1-2 МПа;

12) промывка скважины нефтью;

13) удаление из призабойной зоны продуктов реакции свабированием.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-13 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Многократное воздействие соляной кислоты на продуктивные пласты, представленные карбонатными породами, создают высокопроницаемые зоны в виде свищеобразных каналов растворения, распространяющихся на большие глубины. При разработке продуктивных пластов с поддержанием пластового давления закачкой воды каналы растворения являются путями преждевременного прорыва воды, в результате чего часть запасов остается невыработанными. Существующие способы изоляции высокопроницаемых зон решают проблему частично или временно. Должного выравнивания профиля притока или приемистости не достигается. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции высокопроницаемых зон в карбонатном коллекторе.

Задача решается следующим образом.

При изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны скважины закачивают 3-6% суспензию серы в воде через скважину до повышения давления закачки на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем закачивают 13-15% раствор соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м³ раствора соляной кислоты на п.м продуктивного пласта. Раствор соляной кислоты продавливают нефтью. Выполняют технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 ч. Заменяют в скважине нефть на 13-15% раствор соляной кислоты и закачивают 13-15% раствор соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м³/п.м продуктивного пласта. Выполняют технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 ч. Затем ведут гидроимпульсную закачку 13-15% раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин, выдержка при давлении 1-2 МПа. Промывают скважину нефтью. Осваивают скважину свабированием.

В качестве соединения серы используют серу как побочный продукт сероочистки, образующийся при предварительной подготовке высокосернистой нефти на установке подготовки высокосернистой нефти. Используемая сера нейтральна по отношению к соляной кислоте. Состав серы является «родным» для пластовых флюидов. По крупности частиц сера соответствует требованиям закачки, т.к. добыта из того же продуктивного пласта.

Закачка суспензии серы позволяет надежно изолировать высокопроницаемые зоны продуктивного пласта.

Импульсная закачка раствора соляной кислоты с выдержкой под давлением позволяет раствору кислоты проникать в низкопроницаемые зоны породы и повышать проницаемость низкопроницаемых зон.

В результате выравниваются проницаемости высоко- и низкопроницаемых зон продуктивного пласта, повышается охват пласта воздействием, увеличивается нефтеизвлечение из залежи.

Пример конкретного выполнения

Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной 1251 м. Продуктивный пласт перфорирован в интервале от 1195 до 1214 м. Коллектор призабойной зоны - карбонатный порово-трещинный. Скважина выведена из эксплуатации при текущем дебите жидкости 6,2 м³/сут и обводненности добываемой продукции 50%. Заколонная циркуляция пластовой жидкости отсутствует. Имеются промытые закачиваемой водой зоны в интервале 1212-1214 м и 1206-1207,5 м.

Останавливают скважину. По колонне насосно-компрессорных труб в скважину закачивают 6% суспензию серы в воде до повышения давления закачки на 1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем закачивают 14% раствор соляной кислоты при давлении 2 МПа из расчета 0,5 м³ раствора соляной кислоты на п.м продуктивного пласта. Раствор продавливают нефтью. Выполняют технологическую выдержку в течение 2 ч. Заменяют в скважине нефть на 14% раствор соляной кислоты и закачивают 14% раствор соляной кислоты при давлении 2 МПа из расчета 1 м³/п.м продуктивного пласта. Выполняют технологическую выдержку в течение 4 ч. Затем ведут гидроимпульсную закачку 14% раствора соляной кислоты за 6 циклов в режиме цикла 1 мин закачка - 5 мин, выдержка при давлении 2 МПа. Промывают скважину нефтью. Осваивают скважину свабированием с удалением продуктов реакции.

В результате обработки обводненность добываемой продукции снизилась до 25% при сохранении дебита скважины. При выполнении традиционных обработок призабойной зоны скважины в аналогичных условиях обводненность добываемой продукции составляла 35-40% при снижении дебита скважины.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность способа и снизить обводненность добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции зон поглощения в нагнетательных скважинах или водопритоков в добывающих скважинах, проходящих в карбонатных коллекторах. В способе изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны скважины, включающем закачку водной суспензии побочного продукта сероочистки, используют водную суспензию побочного продукта сероочистки с установки предварительной подготовки высокосернистой нефти - 3-6%-ную суспензию серы в воде. Предварительно проводят ее закачку через скважину до повышения давления закачки на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем проводят закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты с продавкой нефтью при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 ч, замену в скважине нефти на 13-15%-ный раствор соляной кислоты, закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 ч, гидроимпульсную закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в указанном режиме, производят промывку скважины нефтью и удаление из призабойной зоны продуктов реакции свабированием.

Способ изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны скважины, включающий закачку водной суспензии побочного продукта сероочистки, отличающийся тем, что используют водную суспензию побочного продукта сероочистки с установки предварительной подготовки высокосернистой нефти - 3-6%-ную суспензию серы в воде, предварительно проводят ее закачку через скважину до повышения давления закачки на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, затем проводят закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты с продавкой нефтью при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 ч, замену в скважине нефти на 13-15%-ный раствор соляной кислоты, закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м³/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 ч, гидроимпульсную закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин выдержка при давлении 1-2 МПа, после чего производят промывку скважины нефтью и удаление из призабойной зоны продуктов реакции свабированием.