способ выравнивания профиля приемистости с одновременным бактерицидным воздействием

Формула изобретения

Способ выравнивания профиля приемистости с одновременным бактерицидным воздействием, включающий поинтервальную обработку пластов закачкой в высокопроницаемые интервалы водоизолирующего агента и в низкопроницаемые интервалы интенсифицирующего агента, отличающийся тем, что для проведения работ выбирают нагнетательную скважину с приемистостью не менее 100 м³/сут, с большой обводненностью находящихся в зоне ее влияния добывающих скважин и с повышенным содержанием сероводорода в продукции скважин, в качестве водоизолирующего и бактерицидного агента закачивают в высокопроницаемый интервал первый буфер пресной воды, 0,02 - 0,03%-ный раствор в пресной воде перманганата калия, второй буфер пресной воды и сточную воду при давлении закачки на 5 - 10% выше рабочего давления закачки, после чего проводят технологическую выдержку.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при производстве работ на нагнетательных скважинах.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку во все пласты нефтяной эмульсии и материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, проведение технологической выдержки, и закачку раствора кислоты поинтервально в нефтяные пласты (1).

Известный способ обладает недостаточно высокой эффективностью выравнивания профиля приемистости скважины и не обладает одновременным бактерицидным воздействием.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий проведение в нефтяных пластах поинтервальных соляно-кислотных обработок, закачку нефтяной эмульсии в нефтяные пласты, разобщение обводненного и нефтяных пластов, закачку в обводненный пласт раствора кислоты, затем закачку кислотостойкого тампонирующего материала под давлением на 10-20% выше давления закачки раствора кислоты, повторение циклов закачки "раствор кислоты - кислотостойкий тампонирующий материал" с постепенным увеличением давления закачки раствора кислоты до давления закачки кислотостойкого тампонирующего материала, после чего сообщение обводненного пласта и нефтяных пластов (2).

Раствор кислоты в низкопроницаемых нефтяных пластах является интенсифицирующим агентом, нефтяная эмульсия в нефтяных пластах выполняет роль временного экрана, защищающего от проникновения тампонирующего материала, раствор кислоты с тампонирующим материалом в высокопроницаемом обводненном интервале выполняет функции водоизолирующего агента.

Известный способ приводит к выравниванию профиля приемистости, однако он неприменим в условиях, когда наряду с выравниванием профиля приемистости необходимо одновременно провести бактерицидное воздействие, подавляющее рост пластовых бактерий.

В изобретении решается задача выравнивания профиля приемистости с одновременным бактерицидным воздействием

Задача решается тем, что в способе выравнивания профиля приемистости с одновременным бактерицидным воздействием, включающем поинтервальную обработку пластов закачкой в высокопроницаемые интервалы водоизолирующего агента и в низкопроницаемые интервалы интенсифицирующего агента, согласно изобретению, для проведения работ выбирают нагнетательную скважину с приемистостью не менее 100 м³/сут, с большой обводненностью находящихся в зоне ее влияния добывающих скважин и с повышенным содержанием сероводорода в продукции скважин, в качестве водоизолирующего и бактерицидного агента закачивают в высокопроницаемый интервал первый буфер пресной воды, 0,02-0,03%-ный раствор в пресной воде перманганата калия, второй буфер пресной воды и сточную воду при давлении закачки на 5-10% выше рабочего давления закачки, после чего проводят технологическую выдержку.

Существенными признаками изобретения являются:

1. поинтервальная обработка пластов закачкой в высокопроницаемые интервалы водоизолирующего агента и в низкопроницаемые интервалы интенсифицирующего агента;

2. выбор для проведения работ нагнетательной скважины с приемистостью не менее 100 м³/сут, с большой обводненностью находящихся в зоне ее влияния добывающих скважин и с повышенным содержанием сероводорода в продукции скважин;

3. закачка в качестве водоизолирующего и бактерицидного агента в высокопроницаемый интервал первого буфера пресной воды, 0,02-0,03%-ного раствора в пресной воде перманганата калия, второго буфера пресной воды и сточной воды при давлении закачки на 5-10% выше рабочего давления закачки;

4. проведение технологической выдержки.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-4 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При работе нагнетательных скважин происходит неравномерное поступление рабочего агента в пласт по пропласткам разной проницаемости. В результате возникает неполный охват пласта воздействием, неполное вытеснение нефти из пласта. В предложенном способе решается задача выравнивания профиля приемистости с одновременным бактерицидным воздействием.

Как было установлено, при взаимодействии раствора в пресной воде перманганата калия со сточной (минерализованной) водой образуется мелкодисперсная взвесь, нерастворимая и частично выпадающая в осадок. Через 240 мин после смешения выпадает до 16 об.% осадка. При закачке в высокопроницаемые промытые пласты взвесь заполняет поровые каналы, снижая их проницаемость, что позволяет перераспределить объем закачиваемой в скважину воды в сторону низкопроницаемых интервалов.

Применение буферов пресной воды исключает протекание реакции до закачки в призабойную зону пласта. Объем буферов составляет от 1 до 1,5 м³.

Объем 0,02-0,03%-ного раствора перманганата калия рассчитывают по формуле:

V = R²_дhmCK_охв,

где V - объем 0,02-0,03%-ного раствора перманганата калия (KM_nO₄), м³;

R_д - радиус депрессии (5-8 м), м;

h - интервал пласта, подлежащий обработке, м;

m - коэффициент пористости, доли единицы;

C - коэффициент вытеснения, доли единицы (0,7);

K_охв - коэффициент охвата, доли единицы (0,73).

Выбор скважины с приемистостью не менее 100 м³/сут, с большой обводненностью находящихся в зоне ее влияния добывающих скважин (до 97% и более) и с повышенным содержанием сероводорода обуславливает условия, при которых эффективность предложенного способа максимальна.

В качестве интенсифицирующего агента используют соляную кислоту 10-15%-ной концентрации, смеси соляной и плавиковой кислот и т.п.

Применение раствора перманганата калия приводит к бактерицидному воздействию, что проявляется в подавлении роста пластовых бактерий.

Пример конкретного выполнения

Проводят выравнивание профиля приемистости с одновременным бактерицидным воздействием в нагнетательной скважине глубиной 1200 м приемистостью не менее 100 м³/сут, с обводненностью 97,6% находящихся в зоне ее влияния добывающих скважин и с содержанием сероводорода 45 мг/м³. Для этого определяют наиболее проницаемый интервал продуктивного пласта и отсекают его пакерами. Закачивают в обрабатываемый интервал первый буфер пресной воды объемом 1,5 м³, 0,025%-ный раствор в пресной воде перманганата калия в объеме 22,5 м³, второй буфер пресной воды в объеме 1,5 м³, сточную воду с минерализацией 840 мг/л в объеме 25 м³ при давлении закачки на 10,5-11 МПа, т.е. выше рабочего давления закачки на 5-10%. Проводят технологическую выдержку в течение 24 час. Проводят соляно-кислотные интенсификационные обработки других интервалов и запускают скважину в эксплуатацию.

Сточная вода имеет следующий состав остатка, %:

MnO₂ - 54,05, соединения железа (Fe⁺³) - 11,62, органические вещества -25,9, остальное - 8,43. Концентрация осадка в пробе - 840 мг/л.

В результате проведенных операций количество сероводорода уменьшилось до 0, дебит нефти увеличился с 3,9 до 4,0 т/сут, а обводненность добываемой продукции снизилась с 95,7 до 95,1%.

Применение 0,02 или 0,03%-ного раствора перманганата калия приводит к аналогичному результату.

Применение предложенного способа позволит выравнивать профиль приемистости с одновременным бактерицидным воздействием.

Источники информации

1. Патент РФ N 2092686, опублик. 1997 г.

2. Патент РФ N 2092685, опубпик. 1997 г. - прототип.