Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ НЕОДНОРОДНЫЙ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ - Патент РФ 2103494
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ НЕОДНОРОДНЫЙ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ НЕОДНОРОДНЫЙ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ НЕОДНОРОДНЫЙ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: к нефтедобыче, в частности к способам обработки призабойной зоны скважин, вскрывших неоднородный по проницаемости и насыщенности нефтяной пласт. Сущность изобретения: способ обработки призабойной зоны скважины, вскрывшей неоднородный нефтяной пласт, предусматривает закачку в призабойную зону скважины агентов, изменяющих фильтрационное сопротивление пласта. Закачку агентов производят с изменяющимся во времени давлением, причем агенты, уменьшающие фильтрационное сопротивление, закачивают при увеличивающемся во времени давлении на забое скважины, а агенты, увеличивающие фильтрационное сопротивление, - при уменьшающемся во времени давлении. В призабойную зону скважины последовательно закачивают агент, увеличивающий фильтрационное сопротивление, затем уменьшающий. Закачку первого агента осуществляют при увеличивающемся во времени давлении на забое. Закачку второго агента проводят наоборот при снижающемся во времени давлении на забое от максимального (не превышающего давление гидроразрыва) до пластового. Использование изобретения повышает эффективность обработки призабойной зоны скважины с неоднородным по проницаемости и насыщенности нефтяным пластом за счет увеличения селективности поступления агентов, уменьшающих фильтрационное сопротивление, в низкопроницаемые слои призабойной зоны со значительными остаточными запасами нефти, а агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление, - в высокопроницаемые, пересеченные трещинами, обводненные, загазованные слои пласта. 1 табл.
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: 2103494
Класс(ы) патента: E21B43/25, E21B43/12
Номер заявки: 96119537/03
Дата подачи заявки: 30.09.1996
Дата публикации: 27.01.1998
Заявитель(и): Закрытое акционерное общество "Интойл"
Автор(ы): Богопольский А.О.; Шахвердиев А.Х.; Галеев Ф.Х.; Чукчеев О.А.; Боксерман А.А.; Крицкий И.Р.; Лейбин Э.Л.
Патентообладатель(и): Закрытое акционерное общество "Интойл"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к способам обработки призабойной зоны скважин (ПЗС), вскрывших неоднородный по проницаемости и насыщенности нефтяной пласт.
Известны способы обработки ПЗС, вскрывших неоднородный нефтяной пласт, заключающиеся в изменении фильтрационного сопротивления (ФС) слоев призабойной зоны пласта путем закачки в пласт агентов, уменьшающих ФС пласта, или закачки в пласт агентов, увеличивающих ФС [1-3].
В качестве наиболее близкого аналога можно принять один из указанных выше способов обработки ПЗС, вскрывших неоднородный нефтяной пласт, заключающийся в закачке в призабойную зону скважины агента, уменьшающего фильтрационное сопротивление [3].
В известных способах, в том числе и в способе-прототипе, агенты, изменяющие ФС слоев пласта, закачивают в призабойную зону пласта при постоянном давлении.
В известном способе не обеспечивается достаточная селективность поступления агентов в слои призабойной зоны пласта.
Цель изобретения - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины, вскрывшей неоднородный по проницаемости и насыщенности нефтяной пласт за счет увеличения селективности поступления агентов, уменьшающих фильтрационное сопротивление, в низкопроницаемые слои призабойной зоны со значительными остаточными запасами нефти, а агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление, - в высокопроницаемые, пересеченные трещинами, обводненные, загазованные слои пласта.
Цель достигается тем, что способ обработки призабойной зоны скважины, вскрывшей неоднородный нефтяной пласт, предусматривает закачку в призабойную зону скважины агентов, изменяющих фильтрационное сопротивление пласта. Закачку агентов производят с изменяющимся во времени давлением на забое скважины, причем агенты, уменьшающие фильтрационное сопротивление, закачивают при увеличивающемся во времени давлении на забое скважины, а агенты, увеличивающие фильтрационное сопротивление, - при уменьшающемся во времени давлении.
Сущность (механизм) заявленного способа состоит в том, что при закачке жидких рабочих агентов через скважину в неоднородный пласт при нестационарном увеличении забойного давления межслойные упругие перепады давления заставляют закачиваемую жидкость из скважины поступать преимущественно (селективно) в низкопроницаемые слои разреза пласта. Напротив, при нестационарном уменьшении давления - в высокопроницаемые.
Способ осуществляется следующим образом: в скважину в призабойную зону пласта закачивается агент, увеличивающий фильтрационное сопротивление слоев пласта, либо агент, уменьшающий фильтрационное сопротивление, либо последовательно два агента - один, увеличивающий, другой, уменьшающий фильтрационное сопротивление пласта.
Закачку агентов производят с изменяющимся во времени давлением путем изменения расхода закачиваемой в скважину жидкости. Агенты, увеличивающие и уменьшающие ФС, закачивают в объеме слоев призабойной зоны соответственно с низкой и высокой проницаемостью.
В качестве агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление, могут быть использованы водные и органические растворы различных высокомолекулярных полимеров и композиции на их основе, в том числе облегченные с добавлением газов, высоковязкие нефти, стабилизированные водонефтяные эмульсии, различные силикатные, тампонажные композиции, а в качестве агентов, уменьшающих фильтрационное сопротивление, - водные растворы поверхностно-активных веществ, щелочи, кислоты, низкомолекулярные органические растворители, газожидкостные растворы этих агентов, нагретые рабочие агенты.
Агенты, уменьшающие фильтрационное сопротивление, закачивают при увеличивающемся во времени давлении на забое скважины от пластового в начале обработки до максимального в конце обработки, а агенты, увеличивающие фильтрационное сопротивление, - при уменьшающемся во времени забойном давлении от максимального в начале обработки до пластового в конце обработки.
Максимальное забойное давление и в том, и в другом случае должно быть меньше давления гидравлического разрыва пласта и давления, при котором нарушается герметичность колонны скважины (давление опрессовки). Давление изменяют путем изменения расхода жидкости, закачиваемой в скважину.
Сопоставление заявленного способа с прототипом представлено в таблице. Примеры 1, 2, 5 относятся к известным способам, примеры 3, 4, 6, 7 - к заявленному способу.
Примеры даны для двух призабойных зон: A - призабойная зона с высоким фильтрационным сопротивлением и B - призабойная зона с низким фильтрационным сопротивлением; они отличаются друг от друга по этому параметру в 14 раз. Каждая скважина вскрывает двухслойный нефтяной пласт. Свойства объектов по слоям: индексы А, В относят параметр к скважине; индексы 1, 2 - к слоям пласта в скважине, например, индекс В2 - второй слой скважины - объекта В, т.е. ПЗС с низким ФС и т.д.).
Глубина скважин HA=HB=1200 м, объем эксплуатационной колонны скважины ≈3 м3; пластовое давление PA=PB=10 МПа (следовательно, в остановленных скважинах объем ствола, заполненного пластовой жидкостью, ≈2,5м3, незаполненный 0,5м3); температура ПЗС TL= 40oC; толщина слоев ПЗС hA1=hA2=hB1=hB2=4 м; проницаемость слоев ПЗС KA1= 0,5D, KA2=0,1D, KB1=1D, KB2=0,2D; пористость mA1= mB1= 0,22, mA2=mB2=0,18; водонасыщенность ПЗС перед обработкой SA1=SB1= 0,5, SA2= SB2= 0,3; нефтенасыщенность - дополняет водонасыщенность слоя до единицы; вязкость пластовой нефти в слоях при 40oC на объекте A μHA1 = μHA2 = 20 мПа · с, на объекте B μHB1 = μHB2 = 2 мПа · с, вязкость воды μHA1 = μHA2 = μВB1 = μВB2 = 1 мПа · с.
Фильтрационное сопротивление (ФС) ПЗС определяется соотношением
,
где fi= 1/2 - доля толщины i-го слоя пласта по отношению к толщине пласта, вскрытого скважиной;
μi = μH(1 - Si) + μBSi - эффективная вязкость смеси нефти и воды в i-м слое, для объекта A: в слое 1 μA1 =20·0,5+1·0,5= 10,5 мПа·с, в слое 2 μA2= 20·0,7+1·0,3= 14,3 мПа·с; для объекта B: μB1 =1,5 мПа·с, μB2 =1,7мПа·
Гидропроводности слоев объектов

различаются в скважине A в 6,0 раз, в скважине B - в 5,6 раза. Фильтрационное сопротивление перед обработкой ПЗС

различается в 14 раз.
В качестве агента, увеличивающего ФС ПЗС, принят водный раствор полиакриламида концентрацией 2% с вязкостью раствора (при температуре 40oС) 200 мПа·с; в качестве агента, уменьшающего ФС ПЗС, принят водный раствор ПАВ неонол АФ9-12 концентрацией 10% с вязкостью раствора (при 40oC) 0,95 мПа·с. Раствор ПАВ обеспечивает снижение вязкости нефти в 2 раза. Уменьшение предельной остаточной нефтенасыщенности ПЗС при закачке растворов, увеличивающих и уменьшающих ФС, принято на 10% меньше, чем при вытеснении нефти водой. Предельная объемная емкость сорбции растворов агентов равна 10% порового объема в ПЗС.
Объем закачиваемых растворов 15 м3.
Расчеты эффективности обработки ПЗС по технологиям - прототипу и по заявленному способу - выполнены на основе математической двухслойной (гидродинамически несообщающейся за исключением точки входа) модели двухфазной упругой неизотермической фильтрации нефти и воды с добавлениями активных примесей с учетом межфазового обмена (ПАВ-ом) и сорбции ПАВ и полимера в слоях ПЗС. Расчеты выполнены в два этапа: первый - сама обработка ПЗС - закачка растворов; второй - эксплуатация скважины после ОПЗ - добыча жидкости из скважины, если скважина после ОПЗ вводится как добывающая, или закачка в скважину воды, если скважина вводится как нагнетательная.
До ОПЗ для добывающих скважин дебит жидкости принят равным 10 м3/сут, для нагнетательных темп закачки воды 100 м3/сут. После ОПЗ темпы отбора и закачки приняты постоянными и равными их значениям до ОПЗ (для корректного сравнения).
Длительность счета после ОПЗ принята равной: 1) при отборе жидкости - 50 объемам раствора, закаченного в ПЗС при ОПЗ, т.е. 50·15=750 м3 жидкости или по времени 750 м3/10 м3/сут=75 сут, что примерно соответствует длительности эффекта; 2) при закачке воды в скважину - 500 объемам закачки в ПЗС при ОПЗ, т. е. 500·15=7500 м3 воды, что по времени соответствует 7500/100=75 сут, что также примерно соответствует длительности эффекта от обработки ПЗС. Средний темп закачки агента при обработке ПЗС - в интервале 0-6 м3/ч.
Пример 1. Обработка ПЗС с высоким ФС (объект A) ненагретым агентом, уменьшающим ФС, при постоянном давлении закачки. Закачка производится в предварительно остановленную скважину с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.
Последовательность закачки: раствор ПАВ в объеме 15 м3, затем вода для продавки раствора ПАВ из ствола скважины в пласт 3 м3 (объем эксплуатационной колонны).
Давление закачки: на устье скважины около 8 МПа поддерживается постоянным в процессе закачки раствора и продавки его водой, на забое скважины 20 МПа.
Результаты ОПЗ см. в таблице, пример 1: всего 13% закаченного раствора поступило в низкопроницаемый слой ПЗС, 87% - в высокопроницаемый (где он в принципе не нужен). Если скважину после ОПЗ ввести в эксплуатацию под нагнетание воды, то всего 14% закачиваемой воды поступит в низкопроницаемый слой, а 86% - в высокопроницаемый. Если скважину после ОПЗ ввести в эксплуатацию как добывающую, то 10% жидкости будут извлекаться из низкопроницаемого слоя, а 90% - из высокопроницаемого, при этом средняя обводненность жидкости, извлеченной из скважины за расчетный период времени, составит около 49%.
Пример 2. Обработка ПЗС с высоким ФС (объект A) нагретой водой при постоянном давлении закачки - тепловая обработка ПЗС. Закачка производится в предварительно остановленную скважину с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.
Последовательность закачки: нагретая вода в объеме 15 м3, затем ненагретая вода для продавки нагретой воды из ствола скважины в пласт 3 м3.
Температура нагретой воды на забое скважины принята равной 100oC.
Давление закачки: на устье 8МПа поддерживается постоянным в течение всего процесса закачки и продавки, на забое 20 МПа.
Пример 3. Обработка ПЗС с высоким ФС (объект A) ненагретым агентом, уменьшающим ФС, при увеличивающемся забойном давлении от пластового до максимального. Закачка производится в предварительно остановленную скважину с забойным давлением, равным пластовому 10МПа.
Последовательность закачки: раствор ПАВ в объеме 15 м3, затем вода для продавки раствора из ствола скважины в пласт 3 м3. Всего объем жидкости, прошедшей через устье скважины 15+3=18 м3.
Давление закачки непрерывно увеличивается: забойное от пластового 10 МПа в начале операции до максимального, равного двум пластовым, 20 МПа в конце обработки, в том числе давление в момент перехода от закачки раствора ПАВ на закачку воды для его продавки 10+(20-10)/18=18,3 МПа; на устье скважины соответствующие им давления будут: ноль в начале обработки; 8МПа - в конце; 8·18,3/20= 7,3 МПа в момент перехода закачки от раствора ПАВ на продавочную воду.
Пример 4. Обработка ПЗС с высоким ФС (объект A) нагретой водой при увеличивающемся давлении на забое скважины от пластового до двух пластовых - тепловая обработка ПЗС. Закачка начинается в предварительно остановленной скважине с забойным давлением, равным пластовому.
Последовательность закачки - нагретая вода в объеме 15 м3, затем ненагретая вода для продавки нагретой в пласт 3 м3. Всего 18 м3, из которых в пласт поступает 15 м3.
Давление закачки непрерывно увеличивается идентично примеру 3.
Пример 5. Обработка ПЗС с низким ФС (объект B) агентом, увеличивающим ФС, с постоянным давлением закачки. Закачка начинается в предварительно остановленной скважине с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.
Последовательность закачки: раствор агента, увеличивающего ФС, в объеме 15 м3, затем вода для продавки раствора из скважины в пласт в объеме 3 м3. Всего 18 м3 жидкости прошло через устье скважины, из них 15 м3 поступило в ПЗС.
Давление закачки: на забое скважины 20МПа, на устье 8МПа поддерживается постоянным в процессе закачки.
Пример 6. Обработка ПЗС с низким ФС (объект B) агентом, увеличивающим ФС, при уменьшающемся забойном давлении от двух пластовых до пластового. Закачка начинается в предварительно остановленной скважине с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.
Последовательность закачки: раствор агента, увеличивающего ФС, в объеме 15 м3, затем вода для продавки раствора в пласт в объеме 3 м3.
Давление закачки: для первой порции агента 0,5 м3 забойное - от пластового 10 МПа увеличивается до 12 МПа, устьевое - от нуля практически не возрастает (идет заполнение колонны жидкостью до устья); для второй порции раствора агента объемом примерно 2,5 м3 забойное - от 12 МПа увеличивается до двух пластовых 20 МПа, устьевое увеличивается от нуля до 8 МПа, при этом раствор агента, увеличивающего ФС, продавил столб жидкости из ствола колонны в пласт и подошел к забою скважины; для последующей порции раствора объемом 12 м3 и продавочной порции воды объемом 3 м3 (всего 15 м3) забойное - от 20 МПа (в начале поступления раствора в ПЗС) уменьшается до одного пластового 10 МПа в конце закачки продавочной воды, устьевое уменьшается от 8 МПа до нуля, в том числе в момент переключения закачки с раствора на продавочную воду забойное давление составляет 20-(20-10)·12/15= 12 МПа, а устьевое 8-8·12/15=1,6 МПа.
Пример 7. Комбинированная обработка ПЗС с низким ФС (объект B) агентом, увеличивающим ФС, при уменьшающемся забойном давлении от двух пластовых до одного пластового и ненагретым агентом, уменьшающим ФС, при увеличивающемся забойном давлении от пластового до двух пластовых. Вначале закачивается агент, увеличивающий ФС, который селективно поступает в высокопроницаемые слои и "закрывает" их, затем агент, уменьшающий ФС, селективно поступающий в низкопроницаемые слои. Смешение агентов в слоях минимально, эффект выравнивания профиля значительно больше, чем в предыдущих примерах.
Закачка начинается в предварительно остановленной скважине с забойным давлением, равным пластовому 10 МПа.
Последовательность закачки: раствор агента, увеличивающего ФС, в объеме 15 м3, затем раствор агента, уменьшающего ФС, в объеме 15 м3, затем вода для продавки его в пласт в объеме ствола скважины 3 м3.
Давление закачки: для первой порции агента, увеличивающего ФС, в объеме 0,5 м3 забойное - от пластового 10 МПа увеличивается до 12 МПа, устьевое - от нуля практически не возрастает (идет заполнение колонны скважины до устья); для второй порции агента, увеличивающего ФС, в объеме 2,5 м3 забойное - от 12 МПа увеличивается до двух пластовых 20 МПа, устьевое - увеличивается от нуля до 8 МПа, при этом раствор агента, увеличивающего ФС, продавил столб жидкости из ствола скважины в пласт и подошел к забою скважины; для последующей порции раствора агента, увеличивающего ФС, 12 м3 и первой порции агента, уменьшающего ФС, в объеме 3 м3 (всего 15 м3) забойное - от 20 МПа (в начале поступления агента, увеличивающего ФС, в пласт) уменьшается до пластового 10 МПа в конце закачки первой порции агента, уменьшающего ФС, устьевое - уменьшается от 8 МПа до нуля, в том числе в момент переключения закачки с агента, увеличивающего ФС, на агент, уменьшающий ФС, забойное давление составляет 12 МПа, а устьевое 1,6 МПа, при этом агент, уменьшающий ФС, продавил агент, увеличивающий ФС, из ствола скважины в пласт и подошел к забою скважины; для последующей порции агента, уменьшающего ФС, объемом 12 м3 и продавочной воды 3 м3 забойное давление - от пластового 10 МПа (в начале поступления агента, уменьшающего ФС, в пласт) увеличивается до двух пластовых 20 МПа в конце закачки продавочной воды, устьевое - от нуля до 8 МПа, в том числе в момент переключения закачки от агента, уменьшающего ФС, на продавочную воду забойное равно 10+(20-10)·12/15=18 МПа, устьевое 8·12/15= 6,4 МПа.
Результат обработки см. в таблице, пример 6: 5% агента, увеличивающего ФС, поступило в низкопроницаемый слой (т.е. "не по адресу"), 95% - в высокопроницаемый ("по адресу"), 90% агента, уменьшающего ФС, поступило в низкопроницаемый слой ("по адресу") и лишь 10% - в высокопроницаемый ("не по адресу"). В результате, если скважина после ОПЗ вводится под закачку воды, то 35% закачиваемой воды поступает в низкопроницаемый слой, а 65% - в высокопроницаемый слой; если скважина после ОПЗ вводится как добывающая, то 43% жидкости отбирается из низкопроницаемого слоя, а 57% - из высокопроницаемого слоя, при этом доля воды в продукции в среднем составляет 38%.
Сопоставление заявленного способа (примеры 3, 4, 6, 7) с прототипом (примеры 1, 2, 5) позволяет сделать следующее заключение:
1) закачка агентов, уменьшающих ФС, в том числе нагретых, по заявленному способу обеспечивает в 3-4 раза большее (по сравнению с прототипом) поступление раствора в низкопроницаемые слои разреза пласта, соответственно во столько же раз меньше потери раствора в высокопроницаемых слоях (которые в нем не нуждаются). В результате после ОПЗ, если скважину ввести в эксплуатацию как водонагнетательную, то доля закачиваемой воды, поступающей в низкопроницаемые слои, возрастает в 2,5-3 раза, что существенно улучшает профиль вытеснения нефти водой. Если после ОПЗ скважину ввести как добывающую, то в 3-4 раза увеличивается доля жидкости, извлекаемой из низкопроницаемых слоев, при этом вследствие большей нефтенасыщенности низкопроницаемых слоев доля нефти в продукции скважины на 6-8% оказывается выше (на столько уменьшается обводненность);
2) закачка растворов, увеличивающих ФС, обеспечивает по заявленному способу в 3-4 раза меньшее поступление высоковязкого раствора в низкопроницаемые слои пласта (куда их поступление вообще нежелательно), следовательно, в 3-4 раза большее поступление этого агента в высокопроницаемые слои. В результате после ОПЗ, если в скважину закачивать воду, то доля воды, поступающей в низкопроницаемые слои, увеличивается в 2,0-2,5 раза. Если скважину ввести под добычу жидкости, то в 2,5-3,0 раза больше жидкости извлекается из низкопроницаемых слоев, при этом с обводненностью продукции на 5-6% меньшей;
3) комбинированная последовательная закачка агентов, увеличивающих и уменьшающих ФС, в ПЗС. По этой технологии 90-95% агентов адресно поступает по слоям - агент, увеличивающий ФС, в высокопроницаемые слои, а агент, уменьшающий ФС, в низкопроницаемые. В результате если после комбинированной ОПЗ по заявленному способу скважину ввести как добывающую, обводненность снижается на 10-12%, а если ввести под нагнетание воды, то профиль вытеснения выравнивается почти в 5-6 раз.
Нестационарное изменение (рост или уменьшение) забойного давления в скважине контролируется и регулируется по давлению на устье скважины в процессе закачки, а именно забойное давление равно устьевому плюс гидростатическое давление столба раствора в стволе скважины (минус 0,2-0,5 МПа потерь давления на трение в стволе скважины, которыми можно пренебречь по сравнению с гидростатическим без ущерба для качества регулирования ОПЗ).
Заявленный способ можно эффективно применять на всех скважинах, обрабатываемых по технологии-прототипу, в действующих, бездействующих, нагнетательных и добывающих без дополнительных затрат.
Формула изобретения: Способ обработки призабойной зоны скважины, вскрывшей неоднородный нефтяной пласт, заключающийся в закачке в призабойную зону скважины агентов, изменяющих фильтрационное сопротивление слоев пласта, отличающийся тем, что в призабойную зону пласта последовательно закачивают агент, увеличивающий фильтрационное сопротивление при увеличивающемся во времени давлении на забое скважины от пластового в начале обработки до максимального в конце обработки, и агент, уменьшающий фильтрационное сопротивление при уменьшающемся во времени давлении на забое скважины от максимального в начале обработки до пластового в конце обработки, при этом максимальное давление и в том и в другом случае должно быть меньше давления гидроразрыва пласта.