способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты, отличающийся тем, что закачку нефтяной эмульсии проводят во все пласты, перед закачкой раствора кислоты закачивают во все пласты материал, растворяющий нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, и проводят технологическую выдержку, а раствор кислоты закачивают поинтервально в нефтяные пласты.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, используют отход производства изопрена.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков в добывающих скважинах и зон поглощения в нагнетательных скважинах.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт кислоты [1]

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны, однако он не приводит к изоляции водопритоков, а следовательно не способствует снижению обводненности добываемой продукции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку в пласт нефтяной эмульсии и раствора кислоты [2]

Известный способ приводит к выравниванию профиля приемистости скважины, однако его эффективность в многопластовой залежи невелика вследствие осуществления воздействия на весь продуктивный интервал без разделения на пласты воздействия.

Целью изобретения является увеличение эффективности обработки призабойной зоны за счет избирательного воздействия на нефтяные и обводненные пласты и изоляции обводненных пластов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты, согласно изобретению закачу нефтяной эмульсии проводят во все пласты, перед закачкой раствора кислоты закачивают во все пласты материал, растворяющий нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, и проводят технологическую выдержку, а раствор кислоты закачивают поинтервально в нефтяные пласты. В качестве материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, используют отход производства изопрена.

Признаками изобретения являются:

1. закачка нефтяной эмульсии;

2. закачка раствора кислоты;

3. закачка нефтяной эмульсии во все пласты

4. закачка во все пласты материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии;

5. проведение технологической выдержки;

6. закачка раствора кислоты поинтервально в нефтяные пласты;

7. проведение операций 4,5 перед операцией 6.

8. использование в качестве материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, отхода производства изопрена.

Признаки 1,2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 8 является частным существенным отличительным признаком изобретения.

При эксплуатации добывающих скважин происходит обводнение добываемой продукции водой, поступающей из водоносных слоев. При работе нагнетательных скважин происходит поглощение рабочего агента высокопроницаемыми пластами. Задача изоляции высокопроницаемых пластов и, следовательно, снижения обводненности добываемой продукции и изоляция зон поглощения в нагнетательных скважинах решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной добывающей скважиной одновременно из нескольких продуктивных пластов, или осуществляется закачка рабочего агента через одну нагнетательную скважину в несколько продуктивных пластов.

При проведении работ по обработке призабойной зоны скважины проводят закачку нефтяной эмульсии во все пласты при поинтервальной закачке или закачке в интервал продуктивных пластов. Это делается для создания в пластах экрана. В то же время такая подготовка нефтяных пластов не нарушает их проводимости, а даже увеличивает ее и создает изоляцию пластов. При этом обводненный пласт или несколько обводненных пластов, имеющих высокую проницаемость, в большей мере оказываются заполненными нефтяной эмульсией. После этого проводят обработку пластов при поинтервальной закачке или закачке в интервал продуктивных пластов материалом, растворяющим нефтяную составляющую нефтяной эмульсии. Все нефтяные пласты при этом в первую очередь освобождаются от нефтяной эмульсии, а высокопроницаемые обводненные пласты с большим количеством проникшей в них нефтяной эмульсии практически не освобождаются от нефтяной эмульсии. В высокопроницаемых обводненных пластах нефтяная эмульсия продолжает выполнять роль изолирующего агента. После этого проводят технологическую выдержку для окончательного разрушения нефтяной эмульсии в нефтяных пластах. Затем проводят поинтервальные соляно-кислотные обработки нефтяных пластов, при которых происходит увеличение проницаемости нефтяных пластов. За счет исключения поступления воды из обводненных интервалов снижается обводненность нефти, а за счет изоляции зон поглощения увеличивается поступление рабочего агента в нефтяные пласты и увеличивается нефтеотдача залежи. Применение пакерного оборудования и поинтервальная обработка каждого пласта позволяет проводить обработку каждого отдельно взятого пласта и повысить давление закачки реагентов с 9-10 МПа до 17-18 МПа. Все это приводит к сверхсуммарному эффекту при обработке.

Обратную нефтяную эмульсию готовят, смешивая нефть товарную 39- 41% пластовую воду 58-60% и эмульгатор (тарин, ЭС-2, нефтехим и т.п.) 0,9 1,1% Электростабильность эмульсии не ниже 150 В по ИГЭР-1, условная вязкость 500-700 с по вискозиметру ВП-5. Расход эмульсии на 1 п.м перфорированной мощности составляет 1-2 м³. После закачки эмульсию продавливают в пласт пластовой водой в объеме труб в скважине. Эмульсия имеет повышенную вязкость и за счет этого улучшенные изолирующие свойства.

Для обработки кислотой используют соляную кислоту 10-15%-ной концентрации в объеме порядка 1 м³ на 1 п.м перфорированной мощности. Если при закачке кислоты давление не понижается, то проводят технологическую выдержку для реагирования кислоты с породой под давлением. При недостижении эффекта цикл повторяют.

В качестве материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, может быть использован материал, полностью растворяющийся в нефти и частично растворяющийся в воде. В качестве таких материалов потенциально могут быть использованы различные материалы. В качестве наиболее приемлемых используют отход производства изопрена, включающий, мас. 4.4-диметил-1,3-диоксан 65-80, пираны 9-21, изобутенилкарбинол 5-12, изопентан 0,2-10, параксилол 0,5-2, тяжелые углеводороды 0,2-1,2. Отход производства изопрена представляет собой зеленоватую жидкость, плотностью 940-950 кг/м³, вязкостью 1,06-1,08 МПас, температура кипения 130^oC, температура застывания минус 5000, температура воспламенения 360^oC. Неограниченно растворяется в нефтяной составляющей нефтяной эмульсии, частично растворяется в воде.

Пример. В нефтедобывающей скважине перфорированы 3 пласта: 1250-1257 м, 1260-1263 м и 1268-1272 м. В результате исследований состава воды и интервала ее поступления установлено, что обводнен нижний пласт на глубине 1268-1272 м. Закачивают в пласты нефтяную эмульсию состава, нефть товарная 40, пластовая вода 59, эмульгатор ЭС-2 1. Объем закачки нефтяной эмульсии составляет 1,5 м³ на 1 п.м перфорированной мощности, закачивают в пласты отход производства изопрена в количестве 1 м³ на 1 п.м перфорированной мощности. Проводят технологическую выдержку в течение 8 ч до разрушения нефтяной эмульсии в нефтяных пластах на отметках 1250- 1257 и 1260-1263 м. Устанавливают пакер выше нижнего обводненного перфорированного интервала и закачивают в пласт раствор соляной кислоты 12%-ной концентрации в объеме 1 м³ на 1 п.м перфорированной мощности. Снимают пакер. Закачку кислотных растворов проводят под давлением на устье 15-16 МПа, эакачку нефтяной эмульсии и отхода производства изопрена проводят под давлением на устье 17-18 МПа. Скважину промывают и запускают в эксплуатацию.

Применение предложенного способа позволяет изолировать нижние обводненные пласты при сохранении проницаемости нефтяных пластов и снизить обводненность добываемой продукции или поглощение рабочего агента при разработке залежи.

Источники информации

1. Гиматудинов.Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М. Недра, 1974, с. 420-432.

2. Патент РФ N 2004783, кл. E 21 В 43/27, 1993.