способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, отличающийся тем, что в интервале продуктивного пласта выделяют обрабатываемый интервал с обводненностью добываемой продукции не более 60% обрабатываемый интервал пласта изолируют от выше- и нижележащих интервалов, в обрабатываемый интервал закачивают обратную нефтяную эмульсию и дополнительно порцию воды, при этом водный раствор кислоты закачивают при давлении меньше давления закачки обратной нефтяной эмульсии, затем закачивают вторую порцию воды, проводят технологическую выдержку, повторяют циклы закачки обратной нефтяной эмульсии, порции воды и водного раствора кислоты с проведением технологической выдержки при увеличении давления закачки водного раствора кислоты до давления закачки обратной нефтяной эмульсии и сообщают обрабатываемый интервал пласта с выше- и нижележащими интервалами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выравнивании проницаемостей пропластков в добывающих скважинах.

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

Известный способ приводит к увеличению проницаемости призабойной зоны, однако не позволяет выравнить проницаемости низкопроницаемой и высокопроницаемой зоны, а следовательно не приводит к увеличению добычи нефти из низкопроницаемых зон.

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

Известный способ способствует выравниванию проницаемостей, однако его эффективность невысока.

Целью изобретения является увеличение добычи нефти вследствие выравнивания проницаемостей пропластков продуктивного пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, согласно изобретению в интервале продуктивного пласта выделяют обрабатываемый интервал с обводненностью добываемой продукции не более 60% обрабатываемый интервал пласта изолируют от выше- и нижележащих интервалов, в обрабатываемый интервал закачивают обратную нефтяную эмульсию и дополнительно порцию воды, при этом водный раствор кислоты закачивают при давлении, меньшем давления закачки обратной нефтяной эмульсии, затем закачивают вторую порцию воды, проводят технологическую выдержку, повторяют циклы закачки обратной нефтяной эмульсии, порции воды и водного раствора кислоты с проведением технологической выдержки при увеличении давления закачки водного раствора кислоты до давления закачки обратной нефтяной эмульсии и сообщают обрабатываемый интервал с выше и нижележащими интервалами.

При разработке многопластовой нефтяной залежи в скважине разобщают продуктивные пласты, например, постановкой пакеров выше и ниже одного из продуктивных пластов, постановкой цементных мостов и т.д. При этом колонну насосно-компрессорных труб с отверстиями устанавливают в выделенной зоне и через них закачивают в обрабатываемый интервал обратную нефтяную эмульсию, воду и водный раствор кислоты.

Расчет необходимого количества закачки обратной нефтяной эмульсии выполняют по формуле

V = R²hmK_вытK_ох (1)

где V расчетный объем закачки, м³

R радиус депрессии (репрессии), м

h интервал пласта, подлежащий обработке, м

m пористость

К_выт коэффициент вытеснения

К_ох коэффициент охвата.

Для закачки в обрабатываемый интервал желательно применять объем обратной нефтяной эмульсии несколько больше расчетного (до 5-10%). При последующей закачке воды последние порции нефтяной эмульсии смешиваются с водой, при этом вязкость смеси становится меньше вязкости обратной нефтяной эмульсии. Смесь пониженной вязкости поступает не только в высокопроницаемый интервал, но и в менее проницаемый, создавая там временную изоляцию. Закачиваемый после этого водный раствор кислоты поступает в низкопроницаемый интервал пласта, реагирует с породой пласта и кольматирующими соединениями и увеличивает проницаемость. Снижение давления закачки водного раствора кислоты ниже давления закачки обратной нефтяной эмульсии способствует сохранению положения обратной нефтяной эмульсии в пласте и поступлению водного раствора кислоты в низкопроницаемые пропластки. Закачиваемая после этого вода способствует промывке, разбавлению последних частей кислоты и продвижению разбавленной кислоты в наименее проницаемые области пласта.

Постепенно с увеличением количества циклов повышают давление закачки водного раствора кислоты, доводя его до давления закачки обратной нефтяной эмульсии. Этим обеспечивают равенство условий обработки высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков.

После технологической выдержки, необходимой после каждого цикла для реакции кислоты с породой пласта и кольматирующими элементами, сообщают обрабатываемый интервал с вышеи нижележащими интервалами, промывают скважину и запускают в эксплуатацию.

При необходимости переходят на другой интервал и проводят на нем операции по обработке.

В результате обработки происходит закупорка обратной нефтяной эмульсии высокопроницаемого пропластка и проникновение кислоты в низкопроницаемый пропласток. При этом, поскольку обратная нефтяная эмульсия инертна по отношению к породе пласта и при разработке залежи вытесняется из обрабатываемого пропластка, то не происходит изменения проницаемости высокопроницаемого пропластка. При закачке кислоты происходит ее проникновение в низкопроницаемую зону, (высокопроницаемая временно заполнена обратной нефтяной эмульсией). Кислота, реагируя с породой пласта и кольматирующими элементами, увеличивает проницаемость низкопроницаемой зоны. Вследствие этих процессов общая проницаемость обрабатываемого интервала увеличивается и выравнивается. Способ особенно эффективен при обработке пластов с обводненностью нефти не более 60% При обводненности более 60% эффект снижается.

Объем закачиваемой первой порции воды назначают 10-15% от объема закачки обратной нефтяной эмульсии. Объем закачки водного раствора кислоты назначают исходя из расчета 1 м раствора на 1 м³ обработки низкопроницаемого пропластка. Обычно требуется 2-4 м³ раствора. В качестве водного раствора кислоты используют 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты. Возможно использование смеси с плавиковой кислотой. Объем закачки второй порции воды назначают 15-20% от объема закачки водного раствора кислоты. Давление закачки обратной нефтяной эмульсии и первой порции воды определяют исходя из приемистости скважины. Давление закачки водного раствора кислоты назначают в первом цикле закачки 30-50% от давления закачки обратной нефтяной эмульсии. Давление закачки второй порции воды может быть в пределах от давления закачки водного раствора кислоты до давления закачки обратной нефтяной эмульсии.

Технологическую выдержку проводят в течение времени, необходимом для реакции кислоты с материалом коллектора, например карбонатного, и кольматирующими элементами. Она может составлять 1-4 ч.

Пример. В нефтедобывающей скважине глубиной 1230 м определяют количество и глубину нефтесодержащих пластов и их обводненность. Определяют, что на глубинах 1220-1214 и 1210-1205 м размещены нефтесодержащие пласты с обводненностью добываемой продукции до 60% Проницаемость пластов изменяется от 350 мД в интервале 1-2 м до 2 мД в интервале 1 м. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с перфорацией на глубинах 1220-1214 м. На глубинах 1221 и 1213 м ставят пакеры. Рассчитывают объем закачки обратной нефтяной эмульсии по формуле (1):



Обратную нефтяную эмульсию готовят смешением товарной нефти, эмульгатора и пластовой воды в соотношении, мас. 50; 1,5; 48,5 соответственно.

Закачивают в призабойную зону 8 м³ обратной нефтяной эмульсии, 0,8-1,0 м³ воды, 6 м³ 12%-ного водного раствора соляной кислоты, 3 м³ воды. Закачку обратной нефтяной эмульсии и воды проводят под давлением 10 МПа на устье, закачку водного раствора кислоты проводят под давлением 6-10 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 2 ч.

Повторяют циклы закачки и технологической выдержки, однако во втором цикле давление закачки водного раствора кислоты устанавливают равным 6 МПа, в третьем 8 МПа, в четвертом 10 МПа.

После четвертого цикла снимают пакеры, промывают скважину водой и проводят обработку призабойной зоны на следующем интервале 1210-1205 м.

Запускают скважину в эксплуатацию. После обработки дебит скважины увеличился с 20 до 38 м³/сут, а обводненность нефти снизилась с 58 до 40% Применение предложенного способа позволит увеличить добычу нефти при снижении обводненности добываемой продукции.