RU2084621C1

RU2084621C1 - Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины

Info

Publication number: RU2084621C1
Application number: RU95114844A
Authority: RU
Inventors: Е.И. Богомольный; А.М. Насыров; В.М. Малюгин; Б.К. Гуляев; Г.С. Иванов; А.А. Просвирин
Original assignee: Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть"
Priority date: 1995-09-08
Filing date: 1995-09-08
Publication date: 1997-07-20

Abstract

Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при проведении работ по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах. В продуктивный интервал закачивают тампонирующий материал, устойчивый к действию кислоты в пластовых условиях. Закачивают кислоту при давлении ниже давления закачки тампонирующего материала. Циклы закачки "тампонирующий материал-кислота" повторяют при увеличении закачки кислоты до давления закачки тампонирующего материала. Отношение объемов закачки тампонирующего материала и кислоты назначают пропорционально отношению принимающего и непринимающего интервалов продуктивного пласта в скважине.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при проведении работ по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен способ стимулирования добычи углеводородов из добывающей скважины, включающий поочередное введение в пласт кислоты и водного геля [1]
В известном способе водный гель поступает в часть пласта, куда вошла кислота. При этом происходит увеличение проницаемости за счет прохождения кислоты и только потом блокирование (тампонирование) этой зоны. Происходит конкурирование двух противоположных процессов, что не позволяет в достаточной степени выравнивать профиль притока и увеличить добычу нефти.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважин, включающий закачку через нагнетательную скважину тампонирующего материала и кислоты [2] Тампонирующий материал в виде отверждающегося в пласте геля закупоривает зону высокой проницаемости, а поступающая вслед за ним кислота реагирует с породой пласта и увеличивает проницаемость низкопроницаемой зоны.

Недостатком известного способа является недостаточная степень выравнивания профиля поглощения в нагнетательной скважине вследствие того, что кислота, закачиваемая под давлением закачки тампонирующего материала, проникает не только в низкопроницаемые зоны, но и в высокопроницаемые. Кроме того, при закачке кислоты происходит частичное разрушение тампонирующего материала под действием кислоты, давления, температуры на забое, что способствует прониканию кислоты в высокопроницаемый пропласток и уменьшениию эффекта выравнивания профиля поглощения,а следовательно,снижению добычи нефти.

Целью изобретения является увеличение добычи нефти за счет более полного выравнивания профиля поглощения в нагнетательных скважинах.

Это достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающем закачку тампонирующего материала и кислоты, согласно изобретению в качестве тампонирующего материала используют материал, устойчивый к действию кислоты в пластовых условиях, закачку кислоты производят при давлении ниже давления закачки тампонирующего материала, циклы закачки "тампонирующий материал-кислота" повторяют при увеличении давления закачки кислоты до давления закачки тампонирующего материала, а отношение объемов закачки тампонирующего материала и кислоты назначают пропорционально отношению принимающего и непринимающего интервалов продуктивного пласта в скважине.

При закачке тампонирующего материала происходит закупорка или снижение проницаемости высокопроницаемой зоны пласта, а при закачке кислоты происходит разъедание материала коллектора и кольматирующего материала, расширение прежних и появление новых поровых каналов низкопроницаемой зоны пласта.При этом рабочий агент при разработке залежи будет поступать в обе зоны и вытеснять нефть к добывающим скважинам из обеих зон. Нефтеотдачи залежи увеличится.

Чем в большей степени выравнен профиль приемистости в нагнетательной скважине, тем в большей степени увеличивается нефтеотдача залежи. Однако для наиболее полного выравнивания профиля приемистости необходимо, чтобы тампонирующий агент снижал проницаемость только в высокопроницаемой зоне, а кислота увеличивала проницаемость только в низкопроницаемой зоне.

Поступлению тампонирующего материала в высокопроницаемую зону способствует порядок закачки, при котором тампонирующий материал закачивают первым. При последующей закачке кислоты происходит преимущественно ее поступление в низкопроницаемую зону.

Снижение давления закачки тампонирующего материала способствует тому, что кислота поступает только в низкопроницаемые зоны, обходя тампонирующий материал. При пониженном давлении закачки кислоты критическое напряжение сдвига тампона оказывается выше давления закачки, вследствие чего тампон остается неподвижным, а кислота обходит его через низкопроницаемые зоны. Циклическая закачка тампонирующего материала и кислоты позволяет наиболее полно изолировать высокопроницаемую зону, то есть при этом тампонирующий материал закачивают при давлении больше критического напряжения сдвига тампона. В то же время постепенное увеличение давления закачки кислоты в каждом последующем цикле позволяет закачивать кислоту во все менее проницаемые зоны, проводя наиболее полную обработку по всему продуктивному интервалу.

Устойчивость тампонирующего материала к действию кислоты позволяет обеспечить сохранность тампона не только в момент обработки, но и при эксплуатации скважины и продлить тем самым эффект от обработки.

Отношение объемов закачки тампонирующего материала и кислоты пропорционально отношению принимающего и непринимающего рабочий агент интервалов продуктивного пласта в скважине наиболее оптимально с точки зрения выравнивания профиля поглощения. Это отношение определено эмпирически по результатам опытных работ.

Способ осуществляют следующим образом.

Проводят исследования пласта в скважине. Подразделяют пласты на 4 категории в зависимости от приемистости: поглощающий, высокопроницаемый, среднепроницаемый и низкопроницаемый. Поглощающий пласт принимает рабочий агент при разработке при отсутствии давления на устье скважины. Высокопроницаемый пласт принимает рабочий агент при давлении на устье 1-4 МПа. Среднепроницаемый пласт принимает рабочий агент при давлении на устье 4-7 МПа. Низкопроницаемый пласт принимает рабочий агент при давлении на устье 8-10 МПа. Исходя из категории пласта готовят тампонирующий материал соответствующей концентрации. С увеличением давления на устье при закачке (снижением проницаемости) концентрацию уменьшают. Каждый тампонирующий материал имеет свой диапазон концентраций, который подбирают эмпирически. Так, для глины для поглощающего и высокопроницаемого пластов принимают соотношение 2 объема глины + 1 объем воды, для среднепроницаемого 1 объем глины + 1 объем воды, для низкопроницаемого 0,5 объема глины + 1 объем воды.

Определяют величину и профиль приемистости в интервале продуктивного пласта, определяют размер интервала продуктивного пласта, который принимает рабочий агент, и размер интервала, который не принимает или почти не принимает рабочий агент. Рассчитывают объем закачки тампонирующего материала по формуле:
Y = π•R²•h•m•K_выт•K_ох
где У объем закачки тампонирующего материала, м³;
R радиус депрессии, м;
h интервал пласта, принимающий рабочий агент, м;
m пористость;
К_выт коэффициент вытеснения;
К_ох коэффициент охвата по толщине.

Поднимают подземное оборудование, промывают скважину водой, спускают двухпакерное оборудование и устанавливают пакеры выше и ниже обрабатываемого интервала продуктивного пласта. Приготавливают тампонирующий материал и кислоту и закачиваю их в объемах, пропорциональных отношению принимающего и непринимающего интервалов. Так, если из 5 м интервала 1 м принимает, а 4 м не принимают рабочий агент, то при расчете 1 м реагента на 1 м³ интервала пласта закачивают 1 м³ тампонирующего материала и 4 м³ кислоты.

В качестве кислоты используют в основном соляную кислоту как не окисляющую кислоту в виде растворов 10-15%-ной концентрации. Концентрация раствора определяется полностью и, следовательно, возможностью закачки в непринимающий интервал, а с другой стороны реакционной способностью. Поскольку с уменьшением концентрации снижается и реакционная способность, то для закачки принимают средние концентрации, обеспечивающие и проникающую способность и реакционную способность. Помимо соляной кислоты используют серную, плавиковую и их смеси.

В качестве тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, могут быть использованы глина, водорастворимые эфиры целлюлозы, олигоорганоэтоксихлорсилоксан и т.д. Устойчивость к действию кислоты определяют по степени потери физико-механических свойств тампонирующего материала при действии кислоты в условиях пластовой температуры и давления. Например, при помещении глины в кислоту потеря веса образцов после выдержки в течение 15 сут при температуре 30^oС и давлении 12 МПа составляет менее 5% что свидетельствует об устойчивости тампонирующего материала в кислоте и в пластовых условиях с температурой пласта 30^oС и пластовым давлением 12 МПа. То же относится к водорастворимым эфирам целлюлозы. Олигоорганоэтоксихлорсилоксан в пластовых условиях отверждается в присутствии водных растворов кислоты, поэтому его относят к химически стойким материалам.

В интервал продуктивного пласта закачивают расчетный объем тампонирующего материала при давлении закачки рабочего агента при разработке залежи. После этого закачивают водный раствор, например, соляной кислоты при давлении меньшем на 40-60% давления закачки рабочего агента. Проводят технологическую выдержку на реакцию кислоты с породой пласта и кольматирующими элементами. Снова закачивают расчетный объем тампонирующего материала под давлением закачки рабочего агента и водный раствор кислоты под давлением 60-80% от давления закачки рабочего агента. Циклы повторяют до достижения давления закачки кислоты давления закачки рабочего агента.Другие неработающие выше- и нижележащие интервалы обрабатывают кислотой через двухпакерное оборудование 1 м³ кислоты на 1 м толщины пласта. После этого скважину промывают, извлекают двухпакерное оборудование и запускают в эксплуатацию.

В результате исследований установлено, что после такой обработки профиль приемистости нагнетательной скважины выравнивается по всему интервалу продуктивного пласта. После закачки в скважину рабочего агента через 30-40 сут в ближайших добывающих скважинах отмечается увеличение дебита и снижение обводненности добываемой продукции.

Пример 1.В нагнетательной скважине глубиной 1230 м исследуют приемистость продуктивных пластов. Определяют, что в интервале 1220-1215 м расположен высокопроницаемый пласт. В скважину спускают насосно-компрессорных труб с двумя пакерами. Устанавливают пакеры на глубинах 1221 и 1214 м. В интервале продуктивного пласта размещают перфорированный участок колонны насосно-компрессорных труб. В интервале продуктивного пласта принимает рабочий агент 1 м, а не принимает 4 м. Расчитывают объем закачки тампонирующего материала по формуле (1):

В качестве тампонирующего материала используют дисперсию, состоящую из 2 объемов бентонитовой глины и 1 объема воды. В качестве кислоты используют 12%-ный водный раствор соляной кислоты.

Объем закачки кислоты расчитывают по формуле (1): У 3,14•4²•4•0,2•0,6•0,7 16,9 м³
Закачивают расчетный объем тампонирующего материала при давлении 10 МПа на устье, то есть при давлении закачки рабочего агента. Затем закачивают расчетный объем кислоты при давлении 5 МПа на устье. Проводят технологическую выдержку на реакцию кислоты в течение 2 ч. Снова закачивают расчетный объем тампонирующего материала при давлении 10 МПа и расчетный объем кислоты при давлении 7 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 2 ч. Циклы закачки и технологической выдержки повторяют еще 3 раза, однако в последующих циклах закачивают кислоту соответственно при давлении 8,9 и 10 МПа. Далее обрабатывают кислотой выше и нижележащие неработающие, низкопроницаемые интервалы через двухпакерное оборудование (1 м³ кислоты на 1 м толщины пласта).

Снимают двухпакерное оборудование, скважину промывают и запускают в эксплуатацию.

Пример 2. Выполняют, как пример 1,но для низкопроницаемого пласта используют олигоорганоэтоксихлорсилоксан.

Пример 3. Выполняют, как пример 1, но в качестве кислоты используют смесь 12%-ного раствора соляной кислоты и плавиковой кислоты в соотношении 9:1 по объему.

Применение предложенного способа позволяет снизить обводненность добываемой продукции на 30-50% и увеличить дебит скважины на 15-20%

Claims

Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку тампонирующего материала и кислоты, отличающийся тем, что в качестве тампонирующего материала используют материал, устойчивый к действию кислоты в пластовых условиях, закачку кислоты производят при давлении ниже давления закачки тампонирующего материала, циклы закачки тампонирующий материал - кислота повторяют при увеличении давления закачки кислоты до давления закачки тампонирующего материала, а отношение объемов закачки тампонирующего материала и кислоты назначают пропорционально отношению принимающего и непринимающего интервалов продуктивного пласта в скважине.