СПОСОБ РАЗГЛИНИЗАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/27 

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

Известен способ обработки нефтегазовых пластов, включающий добычу из скважин нефти или газа. После появления воды в продукции закачивают через добывающие или нагнетательные скважины интенсифицирующий агент для разглинизации и увеличения проницаемости пласта. Затем закачивают потокоотклоняющие или водоизолирующие реагенты, образующие экран-барьер на пути наступления воды по высокопроницаемым зонам пласта. Перед обработкой по данным геофизических, гидродинамических исследований или изучения кернового материала определяют закольматированные неработающие продуктивные интервалы пласта. После закачки потокоотклоняющих или водоизолирующих реагентов проводят ультразвуковую обработку низкопроницаемых и неработающих закольматированных интервалов пласта (патент РФ № 2208136, опубл. 10.07.2003).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором, который включает разглинизацию добывающих и нагнетательных скважин с последующим вытеснением нефти из пласта раствором полимера. Разглинизация проводится различными значениями количества декольматирующего реагента, зависящего от проницаемости призабойных зон обрабатываемых скважин, концентрацию водного раствора полимера выбирают в диапазоне между концентрацией, при которой подвижность водного раствора полимера в разглинизированной призабойной зоне пласта равна подвижности воды в этой зоне до разглинизации, и концентрацией, при которой удельный прирост нефтеотдачи залежи максимален (патент РФ № 2105141, опубл. 20.02.1998 прототип).

Недостатком известного способа является невысокая эффективность процесса разглинизации за счет того, что обработке разглинизирующим составом подвергаются, в основном, высокопроницаемые интервалы пласта, в то время как низкопроницаемые пропластки остаются не охваченные воздействием. Это приводит к тому, что после очистки высокопроницаемых интервалов призабойной зоны от глинистых частиц и других кольматантов зачастую увеличивается не только дебит скважины по нефти, но и растет обводненность продукции скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности воздействия за счет интенсификации процесса разглинизации в низкопроницаемых интервалах пласта, при предварительной блокаде высокопроницаемых интервалов полимерно-щелочным раствором.

Задача решается тем, что в способе разглинизации призабойной зоны скважины, включающем закачку разглинизирующего состава, технологическую выдержку и освоение скважины, согласно изобретению, закачку разглинизирующего состава производят двумя равными по объему оторочками, в первой оторочке в качестве разглинизирующего состава используют (мас.%):

поверхностно-активное вещество (МЛ-81Б) 0,1-2 гидроксид натрия 0,1-5 водорастворимый полимер (ПАА, КМЦ) 0,05-5 вода остальное

во второй оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий (мас.%):

поверхностно-активное вещество (МЛ-81Б) 0,1-2 гидроксид натрия 0,1-5 вода остальное

Сущность изобретения

В известных технических решениях при закачке разглинизирующего состава в призабойную зону он преимущественно проникает в высокопроницаемую часть пласта и оказывает воздействие на глинистый материал. Низкопроницаемая часть пласта остается не охваченной воздействием. В предложенном способе решается задача повышения эффективности разглинизации призабойной зоны скважины за счет интенсификации процесса в низкопроницаемых интервалах пласта. Задача решается следующим образом.

При разглинизации призабойной зоны скважины осуществляют закачку разглинизирующего состава двумя равными по объему оторочками. В свою очередь каждая оторочка может состоять из нескольких порций закачиваемого состава. В первой оторочке в качестве разглинизирующего состава используют: (мас.%): 0,1-2 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 0,1-5 гидроксида натрия, 0,05-5 водорастворимого полимера и остальное - воду. Во второй оторочке в качестве разглинизирующего состава используют (мас.%): 0,1-2 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 0,1-5 гидроксида натрия и остальное - воду.

Состав первой оторочки имеет большую вязкость за счет присутствия водорастворимого полимера, поэтому при закачке проникает преимущественно в высокопроницаемые зоны и блокирует их. Полимер адсорбируется на стенках поровых каналов и трещин в виде пленки, притягивающей воду. Поэтому присутствующая в высокопроницаемых интервалах вода при движении вблизи этой пленки будет замедляться вследствие притяжения ее полимером. Молекулы полимера, адсорбированные в поровых каналах и трещинах, будут отталкивать от себя нефть (или газ), что способствует их течению через центральную часть поры. Пленка полимера в порах создает для воды дополнительную силу трения, которую та должна преодолеть и одновременно служит смазкой для движения нефти.

Поскольку водный раствор полимера закачивается в щелочной среде с высоким значением рН, то полимер в пластовых условиях будет разбухать и надежно блокировать воду.

Присутствующий в составе полимер выполняет также функцию замедлителя процесса разглинизации. За счет чего разглинизация в высокопроницаемых зонах проходит медленнее, а при малых технологических выдержках и не полностью.

Состав второй оторочки, закачиваемый следом, имеет низкую вязкость и проникает преимущественно в низкопроницаемые зоны, так как высокопроницаемые интервалы блокированы полимер-щелочным составом первой оторочки. В следствие разглинизации низкопроницаемые зоны освобождаются от глинистого кольматирующего материала и их проницаемость увеличивается.

После закачки разглинизирующего состава проводят технологическую выдержку для прохождения процесса разглинизации и освоение скважины.

В результате эффективность процесса разглинизации повышается.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. При разглинизации призабойной зоны нефтедобывающей скважины организуют закачку разглинизирующего материала двумя равными по объему оторочками. В первой оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий, (мас.%): 0,1 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 0,1 гидроксида натрия, 0,05 водорастворимого полимера - полиакриламида и остальное -воду. Объем первой оторочки составляет 6 м³. Во второй оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий, (мас.%): 0,1 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 0,1 гидроксида натрия и остальное - воду. Объем второй оторочки составляет 6 м³.

После закачки оторочек проводят технологическую выдержку для прохождения процесса разглинизации в течение 24 часов и осваивают скважину свабированием.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. В первой оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий (мас.%) 2 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 5 гидроксида натрия, 5 водорастворимого полимера - карбоксиметилцеллюлозы и остальное - воду. Объем первой оторочки составляет 6 м³. Во второй оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий (мас.%): 2 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 5 гидроксида натрия и остальное - воду. Объем второй оторочки составляет 6 м³.

После закачки оторочек проводят технологическую выдержку для прохождения процесса разглинизации в течение 24 час и осваивают скважину работой штангового глубинного насоса.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В первой оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий (мас.%) 1 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 3 гидроксида натрия, 3 водорастворимого полимера - карбоксиметилцеллюлозы и остальное - воду. Объем первой оторочки составляет 6 м³. Во второй оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий (мас.%): 1 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 3 гидроксида натрия и остальное - воду. Объем второй оторочки составляет 6 м³.

После закачки оторочек проводят технологическую выдержку для прохождения процесса разглинизации в течение 24 час и осваивают скважину работой штангового глубинного насоса.

В результате скважины по примерам 1-3 после разглинизации имеют дебит жидкости порядка 4-5 м³/сут при дебите до разглинизации 1-2 м³/сут. Проведение разглинизации на аналогичных скважинах по прототипу приводит к повышению дебита до 3-4 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности разглинизации за счет интенсификации процесса в низкопроницаемых интервалах пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разглинизации призабойной зоны скважины. В способе разглинизации призабойной зоны скважины, включающем закачку разглинизирующего материала, технологическую выдержку и освоение скважины, закачку разглинизирующего материала производят двумя равными по объему оторочками, в первой оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий, мас.%: 0,1-2 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 0,1-5 гидроксида натрия, 0,05-5 водорастворимого полимера и остальное - воду, а во второй оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий, мас.%: 0,1-2 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 0,1-5 гидроксида натрия и остальное - воду. Технический результат - повышение эффективности воздействия.

Способ разглинизации призабойной зоны скважины, включающий закачку разглинизирующего материала, технологическую выдержку и освоение скважины, отличающийся тем, что закачку разглинизирующего материала производят двумя равными по объему оторочками, в первой оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий, мас.%: 0,1-2 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 0,1-5 гидроксида натрия, 0,05-5 водорастворимого полимера и остальное - воду, во второй оторочке в качестве разглинизирующего материала используют состав, включающий, мас.%: 0,1-2 поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, 0,1-5 гидроксида натрия и остальное - воду.