RU2094591C1 - Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны нагнетательных скважин. Нагнетательную скважину останавливают и проводят технологическую выдержку до восстановления пластового давления в призабойной зоне скважины. Закачивают через нагнетательную скважину материал, выравнивающий профиль приемистости, продавливают водой и закачивают изолирующий состав. В качестве материала, выравнивающего профиль приемистости, используют нефтяную эмульсию в объеме 10-25 м³ на 1 м продуктивного материала. В качестве воды при продавливании используют пластовую воду. После продавливания пластовой водой проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут. Изолирующий состав закачивают в объеме 5-10 м³ на 1 м продуктивного интервала при давлении на 30-40% выше давления закачки нефтяной эмульсии. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины.

Известен способ изоляции водонасыщенных интервалов пласта, включающий последовательную закачку 0,2-0,5%-ного раствора полиакриламида и изолирующего состава [1]
Недостатком известного состава является низкая селективность воздействия на водонефтенасыщенные интервалы пласта и малая глубина проникновения изолирующего состава.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ селективной изоляции водонасыщенных интервалов пласта, включающий закачку через нагнетательную скважину в призабойную зону пласта водного раствора полимера, воды и изолирующего состава с вязкостью меньше вязкости раствора полимера [2]
Известный способ обладает избирательностью поступления изолирующего состава в водонасыщенные интервалы пласта, однако закачка изолирующего состава за вязким и труднопрокачиваемым раствором водного раствора полимера позволяет создать изоляцию на небольшом удалении от скважины. Эффективность изоляции остается невысокой.

В предложенном способе решается задача увеличения эффективности обработки призабойной зоны нагнетательной скважины за счет глубокого проникновения в пласт изолирующего состава и изоляции водонасыщенных интервалов пласта.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающей закачку через нагнетательную скважину материала, выравнивающего профиль приемистости, продавливания водой и закачку изолирующего состава, согласно изобретению в качестве материала, выравнивающего профиль приемистости, используют нефтяную эмульсию в объеме 10-25 м³ на 1 м продуктивного интервала, в качестве воды при продавливании используют пластовую воду, после продавливания пластовой водой проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут, изолирующий состав закачивают в объеме 5-10 м³ на 1 м продуктивного интервала при давлении на 30-40% выше давления закачки нефтяной эмульсии, проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут, при этом перед закачкой нефтяной эмульсии скважину останавливают и проводят технологическую выдержку до восстановления пластового давления в призабойной зоне скважины.

Существенными признаками изобретения является:
1. Закачка через нагнетательную скважину материала, выравнивающего профиль приемистости.

2. Продавливание водой.

3. Закачка изолирующего состава.

4. Использование нефтяной эмульсии в качестве материала, выравнивающего профиль приемистости.

5. Использование нефтяной эмульсии в объекте 10-25 м³ на 1м продуктивного пласта.

6. Использование пластовой воды в качестве воды при продавливании нефтяной эмульсии.

7. Проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут после продавливания пластовой водой.

8. Закачка изолирующего состава в объеме 5-10 м³ на 1 м продуктивного интервала.

9. Закачка изолирующего состава при давлении на 30-40% выше давления закачки нефтяной эмульсии.

10. Проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут после закачки изолирующего состава.

11. Остановка скважины перед закачкой нефтяной эмульсии и проведение технологической выдержки до восстановления пластового давления в призабойной зоне скважины.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При закачке в пласт материала, выравнивающего профиль приемистости, происходит его преимущественное поступление в высокопроницаемую промытую зону. Однако в случае применения высоковязкого материала, каковым является раствор полимера, продвинуть его вглубь на значительное расстояние не удается. В связи с этим эффективность закупоривания высокопроницаемой зоны снижается
В предложенном способе решается задача увеличения эффективности обработки призабойной зоны нагнетательной скважины за счет глубокого проникновения в пласт материала, выравнивающего профиль приемистости и изолирующего состава.

Задача решается тем, что в качестве материала, выравнивающего профиль приемистости, используют низковязкую и легко проходящую по пласту нефтяной эмульсию.

Нефтяная эмульсия глубоко проникает в пласт по высокопроницаемым промытым зонам. При последующей закачке изолирующего состава облегчается его прокачка по зонам, по которым прокачена нефтяная эмульсия, что предопределяет его глубокое проникновение в пласт. Нефтяная эмульсия и изолирующий состав создают в высокопроницаемой зоне надежный тампон. При последующей закачке рабочего агента он будет обходить тампон и поступать в низкопроницаемые зоны, вытесняя из них нефть.

Объемы закачки, длительность технологических выдержек, давление закачки изолирующего состава подобраны экспериментально, как приводящие к наибольшей эффективности способа.

Остановка нагнетательной скважины перед проведением операций и выравнивание пластового давления в призабойной зоне и пласте способствует снижению противодавлений при закачке реагента и более глубокому проникновению.

Использование пластовой воды для продавливания нефтяной эмульсии позволяет повысить эффективность закачиваемых реагентов и пластовых флюидов и глубже продвинуть в пласт нефтяную эмульсию.

Нефтяную эмульсию готовят следующим образом. Углеводородную часть (бензин, легкая нефть) перемешивают с поверхностно-активным веществом нефтенол НЗ. В воде растворяют хлористый кальций. Растворы перемешивают и закачивают в пласт. Расход компонентов на 5 м³ эмульсии составляет 1,15 м³ смеси бензина и нефтенола НЗ в соотношении (14-15):(3-4) по массе, 0,5 м³ смеси хлористого кальция и воды в соотношении 4:10, 3,35 м³ технической воды.

Допускается замена хлористого кальция на кремнийорганическую жидкость, применение других углеводородных составляющих и поверхностно-активных веществ. В качестве изолирующего состава используют смеси на основе полиакриламида, отверждаемые бихроматом калия и тому подобное.

Примеры конкретного выполнения. Пример 1. Останавливают нагнетательную скважину глубиной 2500 м. Проводят технологическую выдержку в течение 2 сут до выравнивания пластового давления в призабойной зоне скважины до пластового, равного 26 МПа.

На устье скважины готовят нефтяную эмульсию, перемешивают стабильный бензин 14,2 т с нефтенолом НЗ 3,7 т. Растворяют 0,9 т кремнийорганической жидкости ГКЖ в 10 т воды. Перемешивают обе части эмульсии. Закачивают эмульсию в объеме 15 м³ на 1 м продуктивного интервала при давлении на устье 9 МПа. Общий обьем закачки эмульсии составляет 100 м³. Эмульсию продавливают в пласт 15 м³ пластовой воды. Проводят технологическую выдержку в течение 1 сут. Готовят смесь 0,5%-ного раствора полиакриламида 0,5 т бихромата калия 0,08 т нефтенола ВВД (неонол) 1 т, лигносульфоната КССБ 0,3 т и 12 т. Изолирующий состав закачивают через нагнетательную скважину из расчета 7 м³ на 1 м продуктивного интервала при давлении на устье 12 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 1 сут. После этого скважину запускают в эксплуатацию. Приемистость скважины после обработки снизилась с 600 м³/сут до 250 м³/сут. Продолжительность эффекта от обработки увеличилась с 2 мес до 3 мес.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Закачивают нефтяную эмульсию в объеме 10 м³ на 1 м продуктивного интервала, после продавливания пластовой водой в объеме 20 м³ проводят технологическу выдержку в течение 2 сут, закачивают изолирующий состав в объеме 5 м³ на 1 м продуктивного интервала при давлении 11,7 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 2 сут.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Закачивают нефтяную эмульсию в объеме 25 м³ на 1 м продуктивного интервала, после продавливания пластовой водой в объеме 25 м³ проводят технологическую выдержку в течение 1,5 сут, закачивают изолирующий состав в объеме 10 м³ на 1 м продуктивного интервала при давлении 12,6 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 1,5 сут.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны нагнетательной скважины и увеличить нефтеотдачу залежи.

Claims (1)

1. Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку чарез нагнетательную скважину материала, выравнивающего профиль приемистости, продавливание водой его и закачку изолирующего состава, отличающийся тем, что в качестве материала, выравнивающего профиль приемистости, используют нефтяную эмульсию в объеме 10 25 м³ на 1 м продуктивного интервала, в качестве воды при продавливании используют пластовую воду, после продавливания пластовой водой проводят технологическую выдержку в течение 1 2 сут. изолирующий состав закачивают в объеме 5 10 м³ на 1 м продуктивного интервала при давлении на 30 40% выше давления закачки нефтяной эмульсии, проводят технологическую выдержку в течение 1 2 сут. при этом перед закачкой нефтяной эмульсии скважину останавливают и проводят технологическую выдержку до восстановления пластового давления в призабойной зоне скважины.