Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти из обводненных пластов. Технический результат заключается в интенсификации добычи нефти за счет повышения эффективности реагентного воздействия на призабойную зону пласта и создания наиболее устойчивого во времени изолирующего экрана. В способе обработки призабойной зоны нефтяной скважины, включающем последовательную закачку водного раствора полимера в импульсном режиме, а затем в режиме постоянного давления, при закачке в импульсном режиме используют раствор полимера следующего состава, вес. %: полимер 0,001-0,005, полигликоль 5,0-15,0, вода остальное, при этом дают технологическую выдержку не менее 24 ч, затем проводят циркуляцию по схеме: насосный агрегат - насосно-компрессорные трубы - пульсатор - затрубное пространство - насосный агрегат, после чего переходят на закачку в режиме постоянного давления, при этом используют раствор полимера следующего состава, вес. %: полимер 1,5-10,0, полигликоль 10,0-30,0, нефть остальное. 1 табл., 1 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны (ОПЗ), и может быть использовано для интенсификации добычи нефти из обводненных пластов.

Известен способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины [пат. RU 2094603, Е 21 В 43/25, 43/32; БИ 30 от 27.10.97], включающий закачку поверхностно-активного вещества (ПАВ), перед закачкой ПАВ определяют источник обводнения и обводненный пропласток, останавливают нагнетательные скважины, сообщающиеся по обводненному пропластку с обрабатываемой добывающей скважиной, проводят технологическую выдержку для снижения пластового давления в обводненном пропластке, проводят изоляцию обводненного пропластка с технологической выдержкой, заполняют зону перфорации интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора, содержащего ПАВ с концентрацией 0,1-1,0% и полиакриламид (ПАА) с концентрацией 0,01-0,1% и в его среде проводят импульсное воздействие давлением до возникновения приемистости скважины не менее 70% от приемистости ближайших нагнетательных скважин, а после закачки раствора ПАВ проводят вызов притока с депрессией на пласт в первые 10 суток не менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа.

Способ позволяет за счет наличия интенсифицирующего солевого состава НПАВ проводить декольматацию пор в обрабатываемой зоне, а за счет комплексного воздействия НПАВ плюс ПАА создавать достаточно прочный водоизоляционный экран.

Однако использование в качестве интенсифицирующего солевого водного состава НПАВ плюс ПАА носит ограниченный характер, так как при плотности водного раствора более 1,05 г/см³ происходит отрицательное его влияние на ОПЗ, в частности возможна обратная кольматация пор за счет изменения структуры ПАА, так как он при взаимодействии с солями жесткости образует надмолекулярные комплексы с размерами, превышающими размеры поровых каналов обрабатываемой зоны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта [см. а.с. ССР 1565129, Е 21 В 43/22; БИ 18 от 15.05.90], где перед закачкой водного раствора полимера в режиме постоянного давления осуществляют закачку водного раствора в импульсном режиме, причем режим постоянного давления закачки водного раствора полимера осуществляют после отслоения кольматирующих отложений с породы пласта, при этом при закачке в импульсном режиме концентрация полимера в водном растворе составляет 0,05-0,1 мас.%, а в режиме постоянного давления 1,5-10 мас.%.

Способ позволяет повысить качество изоляционных работ и предотвращать отложение асфальтосмолистых веществ на забое скважины.

Недостатком способа является то, что при закачке полимера в импульсном режиме процесс декольматации отложений с породы пласта происходит неэффективно, т. к. удельная площадь поверхности обрабатываемой зоны небольшая по величине и неоднородная по смачиваемости, ингибирование отложений на поверхности за счет адсорбции полимера будет незначительно, а также то, что изоляционный экран, созданный полимером, не отличается устойчивостью и используется для временного водоограничения.

Решаемая техническая задача состоит в том, чтобы создать эффективный способ реагентного воздействия на призабойную зону скважины, повысить ее приемистость за счет использования при этом доступных реагентов.

Целью предлагаемого изобретения является повышение интенсификации добычи нефти за счет повышения эффективности реагентного воздействия на призабойную зону пласта и создания наиболее устойчивого во времени изолирующего экрана.

Поставленная цель достигается описываемым способом обработки призабойной зоны нефтяной скважины, включающим последовательную закачку водного раствора полимера в импульсном режиме, а затем в режиме постоянного давления.

Новым является то, что при закачке в импульсном режиме используют раствор полимера следующего состава, вес.%: - полимер типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д. - 0,001-0,005; - полигликоль - 5,0-15,0; - вода - остальное, при этом ему дают технологическую выдержку не менее 24 ч, затем проводят циркуляцию его по схеме: насосный агрегат - насосно-компрессорные трубы - пульсатор - затрубное пространство - насосный агрегат, после чего переходят на закачку в режиме постоянного давления, при этом используют раствор полимера следующего состава, вес.%: - полимер типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д.; - 1,5-10,0; - полигликоль - 10,0-30,0; - нефть - остальное.

Проведенные исследования показали, что предлагаемый способ ОПЗ скважины за счет совокупности отличительных признаков позволял создать прочный, устойчивый во времени, надежный изоляционный экран, исключить возможность повторной кольматации пор пласта за счет создания депрессии на пласт и выноса продуктов взаимодействия на поверхность, что в свою очередь способствует повышению приемистости ПЗ и интенсификации добычи нефти.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков, следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "существенные отличия".

На чертеже представлена технологическая схема осуществления способа обработки призабойной зоны нефтяной скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

К колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 присоединяют забойный гидравлический пульсатор 2 (типа ПТ-89), затем спускают в скважину и устанавливают напротив обрабатываемого интервала пласта. После чего производят обвязку емкости 3, 4, 5 с закачиваемым раствором через насосный агрегат 6 (типа ЦА-320) с колонной НКТ, при этом выкидную задвижку 7 на устьевой арматуре закрывают и производят закачку раствора через нагнетательную линию в импульсном режиме.

Для приготовления закачиваемого раствора используют: - полимер типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д.; - полигликоль (отход) - ТУ 6-01-10-40-79;
- вода - техническая.

Рабочий объем закачиваемого раствора должен быть не менее 1,5 объема межтрубного пространства до глубины подвески насоса и внутреннего объема колонны НКТ. Исходя из этого используемые для приготовления закачиваемого раствора автоцистерны 3,4 типа АЦ емкостные имеют объем не менее 7 м³, в качестве запасной емкости устанавливают желобную емкость 5. После закачки расчетного объема водного раствора полимера, содержащего полигликоль, скважину останавливают, дают техническую выдержку не менее 24 ч, при которой происходит изменение смачиваемости и структуры порового пространства обрабатываемой зоны, затем проводят циркуляцию его по схеме: насосный агрегат - НКТ - пульсатор - затрубное пространство - насосный агрегат для создания депрессии на забое пласта с целью удаления продуктов реакции и очистки перфорационных каналов. После этого переходят на закачку в режиме постоянного давления, при этом используют состав при следующем содержании компонентов, вес. %:
- полимер [типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д.] - 1,5-10,0;
- полигликоль - 10,0-30,0;
- нефть - остальное,
что позволяет селективно проводить изоляцию водоносных пропластков за счет перераспределения потока состава в наиболее проницаемые - водоносные участки пласта.

Технологическую эффективность предлагаемого и известного способов определяли сравнением конечных результатов по стабильности, изолирующему эффекту и изменению проницаемости в лаборатории в сопоставимых условиях проведения экспериментов. Испытания проводили на линейных моделях пласта (насыпных пористых средах) в два этапа. Сначала моделировали импульсный режим закачки и подбор оптимальных концентраций закачиваемого раствора с точки зрения поставленной цели.

Проведенные исследования показали, что размер ассоциатов макромолекул ПАА в полигликоле значительно меньше средних размеров пор обрабатываемой зоны и составляет 0,6-1,8 мкм и 2,5-17 мкм соответственно против 1,5-15,8 по прототипу.

Исследования технологической эффективности предлагаемого способа показали, что при закачке технологического раствора в импульсном режиме при соотношении компонентов, вес.%:
- полимер [типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д.] - 0,001-0,005;
- полигликоль - 5,0-15,0;
- вода - остальное
происходит увеличение проницаемости в среднем на 50%, предлагаемый предел концентраций является оптимальным с экономической и технологической точки зрения - стабильности и устойчивости во времени. Объем закачиваемого раствора определяется по стабилизации давления при закачке его в пласт и составляет в среднем 1,5-2,0 м³ на 1 м мощности обрабатываемого пласта.

После обработки ПЗ в импульсном режиме давали технологическую выдержку на 24 ч для изменения смачиваемости и структуры поверхности порового пространства, после этого проводили циркуляцию этого состава с целью выноса продуктов реакции и очистки перфорационных каналов.

Затем переходят на закачку в режиме постоянного давления. Закачиваемый состав, изменяя свои структурные свойства, со временем переходит в вязкоупругую систему, представляющую собой надежный, устойчивый водоизолирующий экран. Эти свойства обусловлены более высокими адсорбирующими свойствами поверхности порового пространства, полученными в результате импульсной обработки ПЗ.

Результаты лабораторных исследований приведены в таблице.

Из таблицы видно, что в предлагаемых пределах концентраций (см. п. 1, 2, 3) предлагаемый состав способствует увеличению фазовой проницаемости по нефти и снижению фазовой проницаемости по воде, в целом оказывает положительное влияние на увеличение отбора нефти и снижение отбора воды.

При концентрациях выше заявляемых пределов (пункт 5 таблицы) значительно, на 72%, снижается фазовая проницаемость по воде. Однако фазовая проницаемость по нефти меняется незначительно (5%), т.е. интенсификации добычи нефти не происходит.

При концентрациях ниже заявляемых пределов (пункт 4 таблицы) происходит обратная картина: фазовая проницаемость по нефти увеличивается на 34%, при этом фазовая проницаемость по воде уменьшается всего лишь на 6%, т.е. не создается устойчивого водоизолирующего экрана.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что предлагаемые пределы концентраций состава являются оптимальными при регулировании фазовых проницаемостей пород-коллекторов по нефти и воде с точки зрения решаемой технической задачи, т. е. интенсификации добычи нефти и создания устойчивого во времени водоизолирующего экрана.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа складывается за счет создания устойчивого во времени, надежного изоляционного экрана, а также за счет создания депрессии на пласт и выноса продуктов взаимодействия на поверхности, что в свою очередь способствует повышению приемистости ПЗ и интенсификации добычи нефти.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины, включающий последовательную закачку водного раствора полимера в импульсном режиме, а затем в режиме постоянного давления, отличающийся тем, что при закачке в импульсном режиме используют раствор полимера следующего состава, вес. %:
Полимер - 0,001-0,005
Полигликоль - 5,0-15,0
Вода - Остальное
при этом дают технологическую выдержку не менее 24 ч, затем проводят циркуляцию по схеме: насосный агрегат - насосно-компрессорные трубы - пульсатор - затрубное пространство - насосный агрегат, после чего переходят на закачку в режиме постоянного давления, при этом используют раствор полимера следующего состава, вес. %:
Полимер - 1,5-10,0
Полигликоль - 10,0-30,0
Нефть - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2