Способ обработки призабойной зоны скважины

Способ обработки призабойной зоны скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ интенсификации добычи нефти, включающий отбор нефти из нефтенасыщенной зоны пласта до образования конуса обводнения, установку пакера на уровне водонефтяного контакта, создание водонепроницаемого интервала закачкой изолирующей композиции, проведение перфорации скважины в водонасыщенной зоне пласта для создания гидродинамической связи между нефте-и водонасыщенными зонами пласта, закачку изолирующей композиции через интервал перфорации в нефтенасыщенной или водонасыщенной зонах пласта и отбор нефти (Патент РФ №2204702, опубл. 2003.05.20).

Известный способ позволяет изолировать водопритоки в призабойной зоне скважины, однако способ не позволяет повысить дебит скважины.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ограничения водопритока в добывающие скважины, включающий исследование скважины и последующую закачку в пласт водоизоляционных осадко-, гелеобразующих составов, обладающих избирательной проникающей способностью. По результатам исследования скважин определяют объем трещин в призабойной зоне скважины и объем свободного от цемента заколонного пространства и предварительно перед закачкой водоизоляционных составов закачивают в пласт цементный раствор в объеме, обеспечивающем заполнение заколонных пустот и трещин в пласте, а закачку водоизолирующих составов проводят после затвердевания цементного раствора и перфорации обводненных участков пласта, при этом после закачки водоизоляционных составов для их закрепления вновь закачивают цементный раствор и вводят скважину в эксплуатацию после реперфорации продуктивных участков пласта (Патент РФ №2224875, опубл. 2004.02.27 - прототип).

Известный способ позволяет изолировать водопритоки в призабойной зоне скважины и повысить дебит скважины за счет реперфорации продуктивных участков пласта. Однако эффективность способа остается невысокой вследствие недостаточно полного осаждения конусов обводнения и малого повышения притока через перфорационные отверстия. В результате обводненность добываемой продукции остается высокой.

В изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку гелеобразующего состава, технологическую выдержку и реперфорацию продуктивного интервала, согласно изобретению предварительно проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону, после глушения скважины проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения, продавку гелеобразующего состава проводят минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ, реперфорацию проводят в верхней части продуктивного интервала под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ.

Признаками изобретения являются:

1. закачка гелеобразующего состава;

2. технологическая выдержка;

3. реперфорация продуктивного интервала;

4. предварительное глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ;

5. частичное поступление жидкости глушения в призабойную зону;

6. проведение технологической выдержки для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения;

7. продавка гелеобразующего состава минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ;

8. реперфорация верхней части продуктивного интервала;

9. то же, под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ.

Признаки 1-3 являются сходными с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающей скважины происходит обводнение добываемой продукции вследствие поднятия конуса воды. Существующие способы позволяют изолировать водопритоки и несоколько компенсировать потерю дебита, неизбежно возникающую при водоизоляционных работах. Однако эффективность работ оказывается невысокой. В изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны обводнившейся скважины проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону. Для приготовления жидкости глушения используют пластовую, сточную (попутную) воду той же нефтяной залежи, на которой размещена обрабатываемая скважина. В состав такой воды входят соли и добавки, обеспечивающие сродство жидкости глушения и пластовой воды, образовавшей конус обводнения. Это способствует проникновению жидкости глушения в призабойную зону и совместимости двух вод. Поверхностно-активные вещества, присутствующие в жидкости глушения, смачивают поры призабойной зоны, способствуют совместимости жидкости глушения с нефтью, смачиванию нефтью пор призабойной зоны и более быстрому опадению конусов воды. При этом глубокого проникновения жидкости глушения в призабойную зону не требуется. Для поступления жидкости глушения в призабойную зону достаточно применять жидкость глушения в небольшом избытке, который всегда используется при проведении работ по глушению.

После глушения скважины проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения.

Затем выполняют продавку в призабойную зону скважины гелеобразующего состава жидкостью глушения, т.е. минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ. Наличие жидкости глушения до гелеобразующего состава и после него создает предпосылки для глубокого проникания в призабойную зону и создания надежного экрана против конуса обводнения. После продавки проводят технологическую выдержку для гелеобразования в призабойной зоне.

Для повышения дебита скважины проводят реперфорацию верхней части продуктивного интервала под слоем жидкости глушения, т.е. минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ. За счет этого происходит отмыв перфорационных отверстий после реперфорации и увеличение продуктивности скважины.

При необходимой плотности жидкости глушения 1,30-1,35 г/см³ используют пластовую воду с добавкой хлорида кальция и 0,3% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б, при плотности 1,16-1,18 г/см³ используют пластовую воду с добавкой 0,2% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б, при плотности 1,03-1,10 г/см³ используют сточную воду с добавкой 0,1% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б.

В качестве гелеобразующего состава используют смеси раствора водорастворимого полимера и отвердителя, например, смесь 0,8-2,0%-ного водного раствора полиакриламида и 0,08-0,5%-ного раствора ацетата хрома. Для приготовления растворов полиакриламида и ацетета хрома используют вышеуказанные растворы соответствующей плотности и содержанием смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81 Б. В качестве полимера могут быть использованы производные целлюлозы и пр. водорастворимые соединения с соответствующими им отвердителями.

Пример конкретного выполнения

Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины Ромашкинского месторождения глубиной 1407 м. Интервал продуктивного пласта составляет 4 м. Ниже расположен водоносный слой. Обводненность добываемой нефти составляет 99%. Плотность добываемой пластовой воды равна 1,16 г/см³. Скважина снабжена колонной насосно-компрессорных труб. Заполняют скважину жидкостью глушения, представляющей собой пластовую воду плотностью 1,16 г/см³ с добавкой 0,2% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б. После заполнения скважины жидкостью глушения до устья наблюдают некоторое снижение уровня жидкости в скважине, что свидетельствует о проникании жидкости глушения в призабойную зону скважины. Проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения в течение 2 сут. В это время проводят подготовительные работы к закачке гелеобразующего состава. Проводят продавку в призабойную зону 50 м³ гелеобразующего состава, состоящего из 1%-ного водного раствора полиакриламида и 0,15%-ного раствора ацетата хрома, приготовленных на пластовой воде. Продавку осуществляют 6 м³ жидкости глушения. Проводят технологическую выдержку для гелеобразования раствора в течение 2 сут. В скважине, заполненной жидкостью глушения, выполняют реперфорацию верхней части продуктивного интервала высотой 2 м. Осваивают скважину.

В результате работ обводненность добываемой продукции снизилась с 99 до 90% при увеличении дебита с 2,5 до 4,7 т/сут. При проведении аналогичных работ на соседних сходных по характеристикам скважинах без применения отличительных признаков данного изобретения удалось достичь снижения обводненности с 99 до 96% и увеличения дебита на 0,5-0,7 т/сут.

Применение предложенного способа позволит снизить обводненность добываемой продукции.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку гелеобразующего состава, технологическую выдержку и реперфорацию продуктивного интервала, отличающийся тем, что предварительно проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону, после глушения скважины проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения, продавку гелеобразующего состава проводят минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ, реперфорацию проводят в верхней части продуктивного интервала под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ.