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

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины. Изобретение позволяет повысить эффективность способа. В добывающей скважине определяют зоны притока нефти и воды и их приемистость. По соотношению приемистостей этих зон определяют соотношение скоростей закачки через насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство несмешивающихся рабочих агентов. Поддерживают границу раздела рабочих агентов между зонами притока нефти и воды. Проводят одновременную закачку в зону притока нефти - нефти или продуктов ее переработки в зону притока воды - щелочного гелеобразующего агента на основе силиката натрия. Производят технологическую выдержку скважины. Далее закачивают кислотосодержащий агент, углеводородный раствор гидрофобизатора, проталкивающую жидкость. Приозводят повторную технологическую выдержку. В итоге увеличивается нефтеотдача и уменьшается количество воды в продукции скважины.
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: 2105144
Класс(ы) патента: E21B43/27, E21B43/32
Номер заявки: 96103324/03
Дата подачи заявки: 22.02.1996
Дата публикации: 20.02.1998
Заявитель(и): Старковский Анатолий Васильевич
Автор(ы): Старковский Анатолий Васильевич
Патентообладатель(и): Старковский Анатолий Васильевич
Описание изобретения: 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.
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.