способ обработки призабойной зоны добывающей скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий определение зон притока нефти и воды и их приемистости, определение соотношения скоростей закачки рабочих агентов по соотношению приемистости этих зон, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину ниже интервала перфорации и одновременную закачку в зоны притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-комерессорных труб и через затрубное пространство, поддержание границы раздела рабочих агентов между зонами притока нефти и воды, отличающийся тем, что в качестве рабочих агентов используют несмешивающиеся рабочие агенты, а после их одновременной закачки в зоны притока нефти и воды и закачки проталкивающей жидкости производят технологическую выдержку скважины, удаление проталкивающей жидкости и последующую закачку кислотосодержащего агента, углеводородного раствора гидрофобизатора, проталкивающей жидкости, производят повторную технологическую выдержку, в зону притока нефти закачивают нефть или продукты ее переработки, а в зону притока воды щелочной гелеобразующий раствор на основе силиката натрия.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий изоляции зоны водопритока и зоны поглощения путем закачки в пласт состава, содержащего полимер, жидкое стекло, кислоту и воду [1].

Недостатком этого способа является его низкая эффективность при изоляции водопритока в добывающих скважинах из-за проникновения закачиваемого гелеобразующего раствора как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пропластки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий определение зон притока нефти и воды и их приемистости, определение соотношения скоростей закачки рабочих агентов по соотношению приемистости этих зон, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину ниже интервала перфорации и одновременную закачку в зоны притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство, поддержание границы раздела рабочих агентов между зонами притока нефти и воды [2].

Недостатки данного способа заключаются в следующем:

1. Bспользование при обработке призабойной зоны смешивающихся рабочих агентов и, как следствие, возможность проникновения одного из них (гелеобразующего) в низкопроницаемые пропластки.

2. Низкая эффективность из-за удержания воды в низкопроницаемых зонах за счет капиллярных эффектов и блокирования выхода из нее нефти.

Целью изобретения является повышение его эффективности.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем определение зон притока нефти и воды и их приемистости, определение соотношения скоростей закачки рабочих агентов по соотношению приемистости этих зон, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину ниже интервала перфорации и одновременную закачку в зоны притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство, поддержание границы раздела рабочих агентов между зонами притока нефти и воды, согласно изобретению, в качестве рабочих агентов используют несмешивающиеся рабочие агенты, а после их одновременной закачки в зоны притока нефти и воды и закачки проталкивающей жидкости производят технологическую выдержку скважины, удаление проталкивающей жидкости и последующую закачку кислотосодержащего агента, углеводородного раствора гидрофобизатора, проталкивающей жидкости, производят повторную технологическую выдержку, в зону притока нефти закачивают нефть или продукты ее переработки, а в зону притока воды - щелочной гелеобразующий раствор на основе силиката натрия.

В настоящее время основным методом разработки нефтяных месторождений является заводнение, однако большинство нефтяных коллекторов обладает неоднородностью по проницаемости жидкостей вода - нефть, а по смачиваемости относятся к гидрофильным породам, которые капиллярно удерживают воду в объеме пор. В связи с этим в период разработки нефтяных месторождений возникают большие осложнения в результате быстрого прорыва воды по высокопроницаемым пропласткам, удержания воды породой в низкопроницаемых пропластках и блокирования выхода из нее нефти. Особенно отрицательный эффект получается в призабойной зоне пласта. Интенсифицировать процесс разработки таких залежей нефти можно путем изоляции промытых водой высокопроницаемых зон пласта и управления смачиваемостью низкопроницаемой призабойной части пласта добывающих скважин.

Приток нефти из пласта к забою добывающих скважин затруднен из-за образования в призабойной части техногенной радиальной зоны повышенной водонасыщенности, блокирующей поток нефти. Образование этой зоны повышенной водонасыщенности связано с проникновением в пласт воды при бурении скважины, при вскрытии пласта и при глушении его для проведения различных технологических или ремонтных операций в скважине, а также при поступлении воды в скважину из водоносных горизонтов и по высокопроницаемым зонам пласта.

Вода фильтруется в пласт из глинистого бурового раствора или из жидкости глушения, а также оттесняет нефть из призабойной части вглубь пласта и удерживается в порах капиллярными силами. В дальнейшем при освоении скважин, нефть зачастую оказывается не в состоянии преодолеть капиллярное давление, удерживающее воду в низкопроницаемой части пласта, и фильтруется только по высокопроницаемой зоне пласта, а низкопроницаемая так и остается неохваченной заводнением.

В гидрофильной породе давление, возникающее на границе раздела нефть - вода в порах удерживает воду в пористой среде. Но если поверхность твердого тела, т. е. частиц породы, обработать гидрофобизирующими веществами, она приобретает водоотталкивающее свойство и капиллярное давление меняет свой знак на обратный, т.е. оно теперь вытесняет воду из капилляра. Это значит, что в призабойной зоне пласта вода вытесняется нефтью из мелких пор в крупные, из которых она, в дальнейшем при освоении скважин легко может быть удалена.

Таким образом, в обводнившихся добывающих скважинах можно изолировать поступление воды по промытым высокопроницаемым пропласткам и интенсифицировать приток нефти из неохваченных заводнением низкопроницаемых пропластков.

Существующие технологии позволяли только изолировать высокопро- ницаемые пропластки или интенсифицировали как тот, так и другой. Наше изобретение позволяет изолировать высокопроницаемый пропласток с последующей интенсификацией притока нефти из низкопроницаемого пропластка.

Изобретение осуществляется следующим образом.

На начальной стадии известными геофизическими способами определяют местоположение и приемистость зоны притока в скважину воды и зоны притока нефти. Из соотношения приемистостей этих зон определяют соотношение скоростей закачки несмешивающихся рабочих агентов в зоны притока нефти и воды. Зона притока воды соответствует зоне обработки щелочным гелеобразующим раствором на основе силиката натрия, при выдержке переходящем в гель, а зона притока нефти - нефтью или продуктами ее переработки. Далее осуществляют одновременную закачку в зону притока воды щелочного гелеобразующего раствора, а в зону притока нефти - нефти или продуктов ее переработки. После технологической выдержки скважины в зоне притока воды образуется силикатный гель и проницаемость этой зоны снижается в десятки раз, проницаемость низкопроницаемой зоны при этом остается без изменений.

До начала закачки в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже зоны перфорации и закачку рабочих агентов, например, в зону притока нефти ведут через затрубное пространство, т.е. между колонной НКТ и эксплуатационной колонной, а рабочие агенты, закачиваемые через колонну НКТ, доходят до низа этой колонны, а затем поднимаются вверх по затрубному пространству навстречу другому потоку, закачиваемому сверху по затрубному пространству.

Соотношение скоростей закачки рабочих агентов, т.е. объемов закачки в единицу времени определяют по соотношению приемистостей зон притока нефти и воды.

Тогда, учитывая то, что один поток жидкости идет сверху, другой снизу, а соотношение их скоростей закачки соответствует соотношению приемистостей зон, при контакте двух потоков дальнейшее их движение по вертикали прекращается и устанавливается граница их раздела, которую поддерживают между зонами притока нефти и воды при движении потоков в пористой среде призабойной зоны скважины.

После окончания закачки двумя потоками и закачки проталкивающей жидкости проводят технологическую выдержку скважины для образования силикатного геля в высокопроницаемой зоне. Далее производят удаление проталкивающей жидкости.

Последующая закачка кислотосодержащего агента обеспечивает очистку обрабатываемой низкопроницаемой зоны пласта от асфальтосмолопарафиновых отложений и растворение части породы на значительном удалении от ствола скважины и тем самым обеспечивает больший гидрофобизирующий эффект, а также приводит к увеличению проницаемости пористой среды призабойной зоны и дебиту скважины по нефти.

При закачке кислотосодержащего агента в скважину часть его попадет и в силикатный гель, при этом кислота реагирует с избыточным количеством силиката натрия в силикатном геле и способствует увеличению прочности силикатного геля и уменьшению его проницаемости. Таким образом, при закачке кислотосодержащий агент очищается призабойная зона в низкопроницаемом пропластке и дополнительно снижается проницаемость зоны, заполненной силикатным гелем.

Затем в зону притока нефти осуществляют закачку углеводородного раствора гидрофобизатора, например, на основе катионного поверхностно-активного вещества, который обеспечивает устойчивую гидрофобизацию поверхности пористой среды нефтяного коллектора, но при этом не снижается проницаемость обработанной зоны в добывающей скважине. После гидрофобизации поверхности пористой среды уменьшается водонасыщенность и увеличивается проницаемость для нефти.

После этого в зону гидрофобизации закачивают проталкивающую жидкость для проникновения закачиваемых компонентов в глубину пласта и осуществляют технологическую выдержку. После завершения процесса скважину глушат и спускают подземное оборудование.

Пример 1.

Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине

(пласт А4-5) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 1964 м. Интервал перфорации - 1932-1940, 1942-1950 м. Объем затрубного пространства - 35,3 м³, а НКТ - 5,9 м³. Между пропластками имеется глинистая перемычка толщиной 2 метра.

В скважину спустили геофизический прибор РГД (расходомер гидравлический дистанционный) и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 1932-1940 м, а зона притока воды -1942- 1950 м. С помощью геофизического прибора РГД определили также приемистость этих зон на жидкости глушения, которые при давлении 150 атм составили 120 м³/сут и 360 м³/сут. , соответственно.

Для поддержания границы раздела двух жидкостей, одна из которых подается через НКТ, а другая - через затрубное пространство, в затрубном пространстве на глубине 1941 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что соотношение скоростей закачки жидкостей через колонну НКТ и через затрубное пространство составят 3/1, соответственно.

Далее в скважину доспустили колонну НКТ до глубины 1962 м (колонна НКТ спускается ниже интервала перфорации).

Так как в колонне НКТ и затрубном пространстве скважины находится жидкость глушения необходимая для спуска-подъема НКТ, то для ее удаления через затрубное пространство закачали 40 м³ безводной нефти. Закачку безводной нефти производили при открытой задвижке на колонне НКТ. При этом сброс жидкости глушения осуществлялся через НКТ в емкость долива для последующего использования.

Далее проводят подготовку скважины для того, чтобы обеспечить одновременную закачку рабочих агентов в зону притока нефти и в зону притока воды.

Подготовка включает в себя подачу рабочего агента в колонну НКТ без проникновения этого агента в пласт.

Это осуществляется следующим образом.

В НКТ при открытой затрубной задвижке закачивают 6,0 м³ пресной воды.

Затем начали одновременную закачку рабочих агентов в зону притока нефти через затрубное пространство и в зону притока воды через колонну НКТ.

В затрубное пространство подали 44 м³ безводной нефти, а в колонну НКТ 125 м³ силикатно-полимерного раствора и 6,0 м³ проталкивающей жидкости.

По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 48 часов.

Далее для удаления проталкивающей жидкости в затрубное пространство при открытой линейной задвижке закачали 10 м³ безводной нефти.

Потом при открытой затрубной задвижке в НКТ закачали 6,0 м³ 15% раствора глинокислоты и задвижку закрыли. Продолжили закачку 2,0 м³ 15% раствора глинокислоты (15%-ный водный раствор глинокислоты содержит 12% соляной кислоты, 3% плавиковой кислоты и 85% воды), 8 м³ углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 22,0 м³ проталкивающей жидкости (безводной нефти).

По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 12 часов.

В качестве углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ использовали 0,5%-ный раствор ДОН-52 (ТУ 39.507-63-062-89) в безводной нефти.

В качестве проталкивающей жидкости использовали безводную нефть.

После этого скважину заглушили, спустили подземное оборудование и запустили в работу.

До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 98% воды и 2% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 37% воды и 63% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 4,9 т/сут., а после обработки - 13,7 т/сут.

Пример 2.

Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине (пласт А2-3) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 1756 м. Интервал перфорации - 1736-1740, 1742-1748 м. Объем затрубного пространства 31,6 м³, а НКТ - 5,3 м³. Между пропластками имеется глинистая перемычка толщиной 2 метра.

В скважину спустили геофизический прибор РГД и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 1736-1740 м, а зона притока воды - 1742-1748 м. Также с помощью геофизического прибора РГД определили приемистость этих зон на жидкости глушения, которые составили 40 м³/сут. и 120 м³/сут., соответственно.

Для поддержания уровня раздела двух жидкостей, одна из которых подается через НКТ, а другая - через затрубное пространство, в затрубном пространстве на глубине 1741 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что отношение темпов закачки жидкостей через колонну НКТ и через затрубное пространство составят 3/1, соответственно.

Далее в скважину доспустили колонну НКТ до глубины 1754 м (колонна НКТ спускается ниже интервала перфорации).

Так как в колонне НКТ и затрубном пространстве скважины находится жидкость глушения необходимая для спуска-подъема НКТ, то для ее удаления через затрубное пространство закачали 35 м³ безводной нефти. Закачку безводной нефти производили при открытой задвижке на колонне НКТ. При этом сброс жидкости глушения осуществлялся через НКТ в коллектор.

Далее проводят подготовку скважины для того, чтобы обеспечить одновременную закачку рабочих агентов в зону притока нефти и в зону притока воды.

Подготовка включает в себя подачу рабочего агента в колонну НКТ без проникновения этого агента в пласт. Это осуществляется следующим образом.

В НКТ при открытой затрубной задвижке закачивают 5,5 м³ пресной воды.

Затем начали одновременную закачку рабочих агентов в зону притока нефти через затрубное пространство и в зону притока воды через колонну НКТ.

В затрубное пространство подали 35 м³ безводной нефти, а в колонну НКТ 100 м³ силикатно-полимерного раствора и 5,5 м³ проталкивающей жидкости.

По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 48 часов.

Далее для удаления проталкивающей жидкости в затрубное пространство при открытой линейной задвижке закачали 10 м³ безводной нефти.

Потом при открытой затрубной задвижке в НКТ закачали 4,0 м³ 15% раствора глинокислоты (15%-ный водный раствор глинокислоты содержит 12% соляной кислоты, 3% плавиковой кислоты и 85% воды) и закрыли затрубную задвижку. Продолжили закачку 4 м³ углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 14,0 м³ проталкивающей жидкости (безводной нефти).

По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 12 часов.

В качестве углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ использовали 0,5%-ный раствор АТМ17-20 (ТУ 38.507-63-016- 89) в безводной нефти.

В качестве проталкивающей жидкости использовали дизельное топливо.

После этого скважину заглушили, спустили подземное оборудование и запустили в работу.

До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 95% воды и 5% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 47,5% воды и 52,5% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 8 т/сут., а после обработки - 31,5 т/сут.

Пример 3.

Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине (пласт А4-5) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 1954 м. Интервал перфорации - 1930-1950 м. Объем затрубного пространства - 35,3 м³, а НКТ - 5,9 м³.

В скважину спустили геофизический прибор РГД (расходомер гидравлический дистанционный) и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 1930-1940 м, а зона притока воды - 1940-1950 м. С помощью геофизического прибора РГД определили также приемистость этих зон на жидкости глушения, которые при давлении 150 атм составили 120 м³/сут. и 360 м³/сут., соответственно.

Для поддержания уровня раздела двух жидкостей, одна из которых подается через НКТ, а другая - через затрубное пространство, в затрубном пространстве на глубине 1941 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что отношение скоростей закачки жидкостей через колонну НКТ и через затрубное пространство составят 3/1, соответственно.

Далее в скважину доспустили колонну НКТ до глубины 1952 м (колонна НКТ спускается ниже интервала перфорации).

Затем в затрубное пространство подали 45 м³ пресной воды при открытой задвижке на колонне НКТ для закачки в зону притока нефти.

После этого при открытой задвижке затрубного пространства в колонну НКТ подали 6,0 м³ кремнекислого натрия.

Затем начали одновременную закачку рабочих агентов в зоны притока нефти и воды.

В затрубное пространство подали 44 м³ воды, а в колонну НКТ 125 м³ кремнекислого натрия.

До проведения описанной согласно прототипу обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 98% воды и 2% нефти, после обработки - 95,25% воды и 4,75% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 4,9 т/сут., а после обработки - 5,7 т/сут.

Преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является повышение эффективности способа, то есть предлагаемый способ позволяет в продукции добываемой скважины снизить содержание воды с 98 до 37%, повысить содержание нефти с 2% до 63% и дебит скважины по нефти с 4,9 т/сут. до 13,7 т/сут.

Способ, описанный в прототипе, позволяет снизить содержание воды с 98% только до 95,25% и, соответственно, увеличить содержание нефти с 2% только до 4,75% и дебит скважины по нефти с 4,9 т/сут. только до 5,7 т/сут.