Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны нагнетательных скважин. Нагнетательную скважину останавливают и проводят технологическую выдержку до восстановления пластового давления в призабойной зоне скважины. Закачивают через нагнетательную скважину материал, выравнивающий профиль приемистости, продавливают водой и закачивают изолирующий состав. В качестве материала, выравнивающего профиль приемистости, используют нефтяную эмульсию в объеме 10-25 м3 на 1 м продуктивного материала. В качестве воды при продавливании используют пластовую воду. После продавливания пластовой водой проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут. Изолирующий состав закачивают в объеме 5-10 м3 на 1 м продуктивного интервала при давлении на 30-40% выше давления закачки нефтяной эмульсии. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2094591
Класс(ы) патента: E21B33/138
Номер заявки: 96112665/03
Дата подачи заявки: 05.07.1996
Дата публикации: 27.10.1997
Заявитель(и): Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз"
Автор(ы): Городилов В.А.; Шевченко В.Н.; Типикин С.И.; Макуров А.Д.; Макеев Г.А.; Фомичев В.Ф.; Юдаков А.Н.
Патентообладатель(и): Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины.
Известен способ изоляции водонасыщенных интервалов пласта, включающий последовательную закачку 0,2-0,5%-ного раствора полиакриламида и изолирующего состава [1]
Недостатком известного состава является низкая селективность воздействия на водонефтенасыщенные интервалы пласта и малая глубина проникновения изолирующего состава.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ селективной изоляции водонасыщенных интервалов пласта, включающий закачку через нагнетательную скважину в призабойную зону пласта водного раствора полимера, воды и изолирующего состава с вязкостью меньше вязкости раствора полимера [2]
Известный способ обладает избирательностью поступления изолирующего состава в водонасыщенные интервалы пласта, однако закачка изолирующего состава за вязким и труднопрокачиваемым раствором водного раствора полимера позволяет создать изоляцию на небольшом удалении от скважины. Эффективность изоляции остается невысокой.
В предложенном способе решается задача увеличения эффективности обработки призабойной зоны нагнетательной скважины за счет глубокого проникновения в пласт изолирующего состава и изоляции водонасыщенных интервалов пласта.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающей закачку через нагнетательную скважину материала, выравнивающего профиль приемистости, продавливания водой и закачку изолирующего состава, согласно изобретению в качестве материала, выравнивающего профиль приемистости, используют нефтяную эмульсию в объеме 10-25 м3 на 1 м продуктивного интервала, в качестве воды при продавливании используют пластовую воду, после продавливания пластовой водой проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут, изолирующий состав закачивают в объеме 5-10 м3 на 1 м продуктивного интервала при давлении на 30-40% выше давления закачки нефтяной эмульсии, проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут, при этом перед закачкой нефтяной эмульсии скважину останавливают и проводят технологическую выдержку до восстановления пластового давления в призабойной зоне скважины.
Существенными признаками изобретения является:
1. Закачка через нагнетательную скважину материала, выравнивающего профиль приемистости.
2. Продавливание водой.
3. Закачка изолирующего состава.
4. Использование нефтяной эмульсии в качестве материала, выравнивающего профиль приемистости.
5. Использование нефтяной эмульсии в объекте 10-25 м3 на 1м продуктивного пласта.
6. Использование пластовой воды в качестве воды при продавливании нефтяной эмульсии.
7. Проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут после продавливания пластовой водой.
8. Закачка изолирующего состава в объеме 5-10 м3 на 1 м продуктивного интервала.
9. Закачка изолирующего состава при давлении на 30-40% выше давления закачки нефтяной эмульсии.
10. Проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут после закачки изолирующего состава.
11. Остановка скважины перед закачкой нефтяной эмульсии и проведение технологической выдержки до восстановления пластового давления в призабойной зоне скважины.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.
При закачке в пласт материала, выравнивающего профиль приемистости, происходит его преимущественное поступление в высокопроницаемую промытую зону. Однако в случае применения высоковязкого материала, каковым является раствор полимера, продвинуть его вглубь на значительное расстояние не удается. В связи с этим эффективность закупоривания высокопроницаемой зоны снижается
В предложенном способе решается задача увеличения эффективности обработки призабойной зоны нагнетательной скважины за счет глубокого проникновения в пласт материала, выравнивающего профиль приемистости и изолирующего состава.
Задача решается тем, что в качестве материала, выравнивающего профиль приемистости, используют низковязкую и легко проходящую по пласту нефтяной эмульсию.
Нефтяная эмульсия глубоко проникает в пласт по высокопроницаемым промытым зонам. При последующей закачке изолирующего состава облегчается его прокачка по зонам, по которым прокачена нефтяная эмульсия, что предопределяет его глубокое проникновение в пласт. Нефтяная эмульсия и изолирующий состав создают в высокопроницаемой зоне надежный тампон. При последующей закачке рабочего агента он будет обходить тампон и поступать в низкопроницаемые зоны, вытесняя из них нефть.
Объемы закачки, длительность технологических выдержек, давление закачки изолирующего состава подобраны экспериментально, как приводящие к наибольшей эффективности способа.
Остановка нагнетательной скважины перед проведением операций и выравнивание пластового давления в призабойной зоне и пласте способствует снижению противодавлений при закачке реагента и более глубокому проникновению.
Использование пластовой воды для продавливания нефтяной эмульсии позволяет повысить эффективность закачиваемых реагентов и пластовых флюидов и глубже продвинуть в пласт нефтяную эмульсию.
Нефтяную эмульсию готовят следующим образом. Углеводородную часть (бензин, легкая нефть) перемешивают с поверхностно-активным веществом нефтенол НЗ. В воде растворяют хлористый кальций. Растворы перемешивают и закачивают в пласт. Расход компонентов на 5 м3 эмульсии составляет 1,15 м3 смеси бензина и нефтенола НЗ в соотношении (14-15):(3-4) по массе, 0,5 м3 смеси хлористого кальция и воды в соотношении 4:10, 3,35 м3 технической воды.
Допускается замена хлористого кальция на кремнийорганическую жидкость, применение других углеводородных составляющих и поверхностно-активных веществ. В качестве изолирующего состава используют смеси на основе полиакриламида, отверждаемые бихроматом калия и тому подобное.
Примеры конкретного выполнения. Пример 1. Останавливают нагнетательную скважину глубиной 2500 м. Проводят технологическую выдержку в течение 2 сут до выравнивания пластового давления в призабойной зоне скважины до пластового, равного 26 МПа.
На устье скважины готовят нефтяную эмульсию, перемешивают стабильный бензин 14,2 т с нефтенолом НЗ 3,7 т. Растворяют 0,9 т кремнийорганической жидкости ГКЖ в 10 т воды. Перемешивают обе части эмульсии. Закачивают эмульсию в объеме 15 м3 на 1 м продуктивного интервала при давлении на устье 9 МПа. Общий обьем закачки эмульсии составляет 100 м3. Эмульсию продавливают в пласт 15 м3 пластовой воды. Проводят технологическую выдержку в течение 1 сут. Готовят смесь 0,5%-ного раствора полиакриламида 0,5 т бихромата калия 0,08 т нефтенола ВВД (неонол) 1 т, лигносульфоната КССБ 0,3 т и 12 т. Изолирующий состав закачивают через нагнетательную скважину из расчета 7 м3 на 1 м продуктивного интервала при давлении на устье 12 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 1 сут. После этого скважину запускают в эксплуатацию. Приемистость скважины после обработки снизилась с 600 м3/сут до 250 м3/сут. Продолжительность эффекта от обработки увеличилась с 2 мес до 3 мес.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Закачивают нефтяную эмульсию в объеме 10 м3 на 1 м продуктивного интервала, после продавливания пластовой водой в объеме 20 м3 проводят технологическу выдержку в течение 2 сут, закачивают изолирующий состав в объеме 5 м3 на 1 м продуктивного интервала при давлении 11,7 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 2 сут.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Закачивают нефтяную эмульсию в объеме 25 м3 на 1 м продуктивного интервала, после продавливания пластовой водой в объеме 25 м3 проводят технологическую выдержку в течение 1,5 сут, закачивают изолирующий состав в объеме 10 м3 на 1 м продуктивного интервала при давлении 12,6 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 1,5 сут.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны нагнетательной скважины и увеличить нефтеотдачу залежи.
Формула изобретения: Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку чарез нагнетательную скважину материала, выравнивающего профиль приемистости, продавливание водой его и закачку изолирующего состава, отличающийся тем, что в качестве материала, выравнивающего профиль приемистости, используют нефтяную эмульсию в объеме 10 25 м3 на 1 м продуктивного интервала, в качестве воды при продавливании используют пластовую воду, после продавливания пластовой водой проводят технологическую выдержку в течение 1 2 сут. изолирующий состав закачивают в объеме 5 10 м3 на 1 м продуктивного интервала при давлении на 30 40% выше давления закачки нефтяной эмульсии, проводят технологическую выдержку в течение 1 2 сут. при этом перед закачкой нефтяной эмульсии скважину останавливают и проводят технологическую выдержку до восстановления пластового давления в призабойной зоне скважины.