RU2208150C1

RU2208150C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины

Info

Publication number: RU2208150C1
Application number: RU2002128478/03A
Authority: RU
Inventors: А.А. Просвирин
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро буровых технологий"
Priority date: 2002-10-24
Filing date: 2002-10-24
Publication date: 2003-07-10

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при проведении работ по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах и профиля притока в добывающих скважинах. Обеспечивает более полное выравнивание профиля поглощения или притока в скважине. По способу осуществляют закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, и закачку кислоты. Согласно изобретению в качестве тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, используют материал на основе глины. Продавливают тампонирующий материал в обводненный интервал призабойной зоны пресной водой. Проводят технологическую выдержку под давлением пресной воды. При сохранении давления продавки продавливают новые порции тампонирующего материала пресной водой до увеличения давления продавки. После этого проводят общую кислотную обработку продуктивного интервала скважины.

Description

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

Известен способ стимулирования добычи углеводородов из добывающей скважины, включающий поочередное введение в пласт кислоты и водного геля (Патент США 4007789, кл. 166-281, опубл. 1977).

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 выравнить профиль притока и увеличить добычу нефти.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку через нагнетательную скважину тампонирующего материала и кислоты (Патент США 4787456, кл. 166-281, опубл. 1988).

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 или притока в 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 уменьшению эффекта выравнивания профиля поглощения, а следовательно, снижению добычи нефти.

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, повторение циклов закачки "тампонирующий материал-кислота" при увеличении давления закачки кислоты до давления закачки тампонирующего материала при отношении объемов закачки тампонирующего материала и кислоты, пропорциональном отношению принимающего и непринимающего интервалов продуктивного пласта в скважине (Патент РФ 2084621, кл. Е 21 В 43/27, опубл. 20.07.97 прототип).

Известный способ обладает несколько большей эффективностью за счет применения тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях.

Однако способ оказывается недостаточно эффективным вследствие того, что даже при низком давлении закачки кислота проникает в высокопроницаемые зоны. Степень выравнивания профиля поглощения или притока в скважине оказывается невысокой.

В изобретении решается задача более полного выравнивания профиля поглощения или притока в скважине.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, и закачку кислоты, согласно изобретению в качестве тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, используют материал на основе глины, продавливают тампонирующий материал в обводненный интервал призабойной зоны пресной водой, проводят технологическую выдержку под давлением пресной воды, при сохранении давления продавки продавливают новые порции тампонирующего материала пресной водой до увеличения давления продавки, после чего проводят общую кислотную обработку продуктивного интервала скважины.

Признаками изобретения являются:
1) закачка тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях;
2) закачка кислоты;
3) использование в качестве тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, материала на основе глины;
4) продавливание тампонирующего материала в обводненный интервал призабойной зоны пресной водой;
5) проведение технологической выдержки под давлением пресной воды;
6) при сохранении давления продавка новых порций тампонирующего материала пресной водой;
7) то же до увеличения давления продавки;
8) проведение общей кислотной обработки продуктивного интервала скважины.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
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. Чем в большей степени выровнен профиль поглощения в нагнетательной или притока в добывающей скважине, тем в большей степени увеличивается нефтеотдача залежи. Однако для наиболее полного выравнивания профиля поглощения или притока необходимо, чтобы тампонирующий агент снижал проницаемость только в высокопроницаемой зоне, а кислота увеличивала проницаемость только в низкопроницаемой зоне. В предложенном способе решается задача более полного выравнивания профиля поглощения или притока в скважине.

Для решения поставленной задачи при обработке призабойной зоны скважины 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. В качестве тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, используют материал на основе глины. 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.

В качестве кислоты используют, в основном, соляную кислоту как неокисляющую кислоту в виде растворов 8-15%-ной концентрации. Концентрация раствора определяется плотностью 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 проникающую способность и реакционную способность. Возможно использование соляной кислоты в смеси с плавиковой кислотой.

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. Поднимают подземное оборудование, промывают скважину водой, спускают двухпакерное оборудование и устанавливают пакеры выше и ниже обрабатываемого интервала продуктивного пласта. Закачивают тампонирующий материал. Продавливают тампонирующий материал в обводненный интервал призабойной зоны пресной водой. Это способствует не только продавке, но и набуханию и закреплению глины в обводненной зоне. Проводят технологическую выдержку под давлением пресной воды, что еще больше способствует набуханию и закреплению глины. При сохранении давления продавки продавливают новые порции тампонирующего материала пресной водой до увеличения давления продавки. Увеличение давления продавки свидетельствует о тампонировании обводненного пропластка и завершении процесса тампонирования. Проводят общую кислотную обработку продуктивного интервала скважины. Этим повышают проницаемость оставшихся нефтенасыщенных пропластков. После этого скважину промывают, извлекают двухпакерное оборудование и запускают в эксплуатацию.

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.

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

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 в пластовых условиях с температурой пласта 30^oС и пластовым давлением 12 МПа.

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. В добывающих скважинах после обработки снижается обводненность добываемой продукции.

Пример конкретного выполнения.

В нагнетательной скважине глубиной 1230 м исследуют приемистость продуктивных пластов. Определяют, что в интервале 1220-1215 м расположен высокопроницаемый пласт. В скважину спускают колонну 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. 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. Закачивают тампонирующий материал в объеме 4 м³ при давлении 10 МПа на устье, то есть при давлении закачки рабочего агента. Объем тампонирующего материала прокачивают пресной водой. Проводят технологическую выдержку в течение 2 ч под давлением пресной воды при давлении 10 МПа на устье. Снова закачивают расчетный объем тампонирующего материала при давлении 10 МПа. Объем тампонирующего материала прокачивают пресной водой и проводят технологическую выдержку в течение 2 ч. Опять закачивают расчетный объем тампонирующего материала. При этом давление возрастает до 13 МПа. Объем тампонирующего материала прокачивают пресной водой. Проводят технологическую выдержку в течение 2 ч под давлением пресной воды при давлении 13 МПа на устье. Устанавливают пакеры выше и ниже продуктивного интервала и обрабатывают раствором кислоты выше и нижележащие неработающие низкопроницаемые интервалы через двухпакерное оборудовании (1 м³ кислоты на 1 м толщины пласта). Снимают двухпакерное оборудование, скважину промывают и запускают в эксплуатацию.

В результате происходит выравнивание профиля поглощения в скважине. Через 45 сут в окружающих добывающих скважинах обводненность добываемой продукции снизилась на 40-50%.

Применение предложенного способа позволит выравнивать профиль поглощения или притока в скважине.

Claims

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, и закачку кислоты, отличающийся тем, что в качестве тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, используют материал на основе глины, продавливают тампонирующий материал в обводненный интервал призабойной зоны пресной водой, проводят технологическую выдержку под давлением пресной воды, при сохранении давления продавки продавливают новые порции тампонирующего материала пресной водой до увеличения давления продавки, после чего проводят общую кислотную обработку продуктивного интервала скважины.