RU2114296C1

RU2114296C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины

Info

Publication number: RU2114296C1
Application number: RU97119793A
Authority: RU
Inventors: В.И. Кудинов; Е.И. Богомольный; Б.К. Гуляев; В.Ф. Ефремов; А.А. Просвирин; В.М. Малюгин; А.А. Зеленин
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро бурового инструмента"
Priority date: 1997-11-28
Filing date: 1997-11-28
Publication date: 1998-06-27

Abstract

Использование: в нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины, Обеспечивает повышение эффективности способа и снижение обводненности продукции. Сущность изобретения: по способу в призабойную зону скважины закачивают тампонирующий материал, устойчивый к действию кислоты, и раствор кислоты. Тампонирующий материал закачивают при повышении давления закачки, в раствор кислоты - при понижении давления закачки. Начальное давление закачки последующего раствора устанавливают равным конечному давлению закачки предыдущего раствора. Закачку тампонирующего материала производят в большем объеме, чем раствора кислоты. По окончании закачки растворов проводят технологическую выдержку. Закачку тампонирующего материала и раствора кислоты проводят циклически, 3 з.п.ф.

Description

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

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку тампонирующего материала и кислоты [1].

Известный способ недостаточно эффективен и не приводит к значительному выравниванию проницаемостей интервалов пласта и увеличению проницаемости низкопроницаемых пропластков.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, и закачку кислоты при давлении ниже давления закачки тампонирующего материала и повторение циклов закачки [2].

Известный способ эффективен при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины, однако при обработке призабойной зоны добывающей скважины его эффективность остается недостаточной вследствие невысокой кольматации пор в высокопроницаемых зонах и невысокого увеличения проницаемости низкопроницаемых зон.

В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины, снижения обводненности добываемой продукции.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, и закачку раствора кислоты, согласно изобретению тампонирующий материал закачивают при повышении давления закачки, а раствор кислоты - при понижении давления закачки, начальное давление закачки последующего раствора устанавливают равным конечному давлению закачки предыдущего раствора, при этом закачку тампонирующего материала производят в большем объеме, чем раствора кислоты, а по окончании закачки растворов проводят технологическую выдержку. Закачку тампонирующего материала и раствора кислоты проводят циклически. По окончании технологической выдержки закачивают цементный раствор в нижнюю часть продуктивного интервала. Возможна закачка цементного раствора в продуктивный интервал с последующим разбуриванием и перфорацией продуктивного интервала.

При добыче происходит преимущественное поступление нефти из высокопроницаемых интервалов пласта. По мере их выработки происходит обводнение добываемой продукции. Задача снижения обводненности добываемой продукции решается в данном изобретении.

В скважину закачивают тампонирующий материал, устойчивый к действию кислоты, например, гелеобразующий раствор полиакриламида, который вследствие высокой вязкости поступает преимущественно в высокопроницаемые промытые интервалы. В последующем после схватывания и отверждения полиакриламида, т.е. после коагуляции раствора, поры пласта будут закольматированы полимером. В результате проницаемость высокопроницаемой зоны снизится. Закачиваемый вслед за гелеобразующим раствором раствор кислоты вследствие высокой подвижности и вследствие того, что высокопроницаемые зоны, в основном, заполнены раствором полиакриламида, проникает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, разрушает кольматирующие элементы, реагирует с породой, образуя новые и расширяя существующие поровые каналы. В результате проницаемость низкопроницаемых зон увеличивается.

Закачка гелеобразующего раствора полиакриламида при повышении давления закачки способствует более глубокому проникновению раствора в высокопроницаемые зоны и, следовательно, способствует увеличению эффекта снижения проницаемости высокопроницаемых зон. Закачка раствора кислоты при понижении давления закачки способствует более плавному поступлению раствора кислоты в призабойную зону и преимущественному заполнению низкопроницаемых зон. Установление начального давления закачки последующего раствора равным конечному давлению закачки предыдущего раствора способствует плавному переходу от воздействия на высокопроницаемые зоны к воздействию на низкопроницаемые зоны и наоборот. В результате эффективность изоляционных работ возрастает. Проведение закачки растворов циклически способствует более полному насыщению соответствующих зон растворами и увеличению эффекта обработки. Закачка гелеобразующего раствора полиакриламида в большем объеме, чем раствора кислоты способствует более полному заполнению высокопроницаемых зон и снижению возможности поступления раствора кислоты в высокопроницаемые зоны. По окончании закачки растворов проводят технологическую выдержку для коагуляции гелеобразующего раствора. По окончании коагуляции гелеобразующего раствора для изоляции полностью обводнившихся пропластков закачивают цементный раствор в нижнюю часть продуктивного интервала, т.е. создают цементный пост в нижней части скважины, изолируя полностью обводнившиеся нижние пропластки. При необходимости установления цементного моста на нескольких интервалах производят закачку цементного раствора в весь продуктивный интервал с последующим разбуриванием и перфорацией необходимых пропластков продуктивного интервала.

В качестве тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, может быть использован глинистый раствор, олигоорганоэтоксисилоксан и т.п. материалы.

В качестве раствора кислоты используют растворы соляной кислоты, смеси соляной и плавиковой кислот и т.п.

Пример 1. Проводят обработку призабойной зоны добывающей скважины глубиной 1150 м, имеющей интервалы перфорации на глубинах 1077,6-1082,4, 1084,4-1087,0, 1090,0-1092,0, 1094,8-1096,0, 1096,8-1097,8, 1099,0-1114,6, 1116,6-1122,8. Скважину заглушают, поднимают подземное оборудование, скважину промывают водой глушения. Закачивают в пласты:
- 5 м³ 0,6%-ного раствора полиакриламида, содержащего 1,5 кг хромкалиевых квасцов при начальном давлении закачки 2 МПа и конечном давлении закачки 6 МПа;
- 2 м³ 12%-ного раствора соляной кислоты при начальном давлении закачки 6 МПа и конечном давлении закачки 4 МПа;
- 5 м³ 0,6%-ного раствора полиакриламида, содержащего 1,5 кг хромкалиевых квасцов при начальном давлении закачки 4 МПа и конечном давлении закачки 7 МПа;
- 2 м³ 12%-ного раствора соляной кислоты при начальном давлении закачки 7 МПа и конечном давлении закачки 3 МПа;
- 5 м³ 0,6%-ного раствора полиакриламида, содержащего 1,5 кг хромкалиевых квасцов при начальном давлении закачки 3 МПа и конечном давлении закачки 5 МПа;
- 2 м³ 12%-ного раствора соляной кислоты при начальном давлении закачки 5 МПа и конечном давлении закачки 2 МПа.

Проводят технологическую выдержку в течение 12 ч, спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию. Обводненность добываемой продукции снизилась на 30%.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. В качестве тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, используют глинистый раствор. После проведения технологической выдержки спускают в скважину воронку до глубины 1130 м, производят цементную заливку, срезку цементного раствора на глубине 1115 м. По окончании операций интервал перфорации на глубинах 1116,6-1122,8 м изолирован цементным мостом. Обводненность добываемой продукции снизилась на 34%.

Пример 3. выполняют, как пример 1, но после проведения технологической выдержки продуктивный интервал заполняют цементным раствором, проводят технологическую выдержку для схватывания цемента, а затем разбуривают и перфорируют скважину в интервалах 1077,6-1082,4, 1084,4-1087,0, 1090,0-1092,0, 1094,8-1096,0, 1096,8-1097,8.

Обводненность добываемой продукции снизилась на 36%.

Пример 4. Выполняют, как пример 1, но проводят закачку растворов одного цикла:
- 5 м³ 0,6%-ного раствора полиакриламида, содержащего 1,5 кг хромкалиевых квасцов при начальном давлении закачки 2 МПа и конечном давлении закачки 6 МПа;
- 2 м³ 12%-ного раствора соляной кислоты при начальном давлении закачки 6 МПа и конечном давлении закачки 4 МПа;
Обводненность добываемой продукции снизилась на 10%.

Применение способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины, т.е. снизить обводненность добываемой продукции.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Патент США N 4787456, кл. 166-281 1988.

2. Патент РФ N 2084621, кл. Е 21 В 43/27, 1997 - прототип.

Claims

1. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, и закачку раствора кислоты, отличающийся тем, что тампонирующий материал закачивают при повышении давления закачки, а раствор кислоты - при понижении давления закачки, начальное давление закачки последующего раствора устанавливают равным конечному давлению закачки предыдущего раствора, при этом закачку тампонирующего материала производят в большем объеме, чем раствора кислоты, а по окончании закачки растворов проводят технологическую выдержку.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку тампонирующего материала и раствора кислоты проводят циклически.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что по окончании технологической выдержки закачивают цементный раствор в нижнюю часть продуктивного интервала.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что по окончании технологической выдержки закачивают цементный раствор в весь продуктивный интервал с последующим разбуриванием и перфорацией продуктивного интервала.