Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины. В добывающей скважине определяют местоположение и приемистость зоны притока нефти и зоны притока воды. По соотношению приемистостей этих зон определяют соотношение скоростей закачки. Проводят закачку кислотосодержащего агента. Закачивают в зону притока нефти последовательно водоудаляющий агент, углеводородный раствор гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества и проталкивающую жидкость. Одновременно проводят закачку в зону притока воды последовательно буферной жидкости, гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества и проталкивающей жидкости. По окончанию закачки производят технологическую выдержку. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий определение местоположения и приемистости зоны притока нефти и зоны притока воды, определение скоростей закачки по приемистости этих зон, одновременную закачку в зоны притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство, регулирование границы раздела между рабочими агентами в призабойной зоне скоростями их закачки.

Недостатком этого способа является его невысокая эффективность.

Целью предлагаемого изобретения является увеличение эффективности способа. При этом увеличится количество нефти и уменьшится количество воды в продукции добывающей скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем определение местоположения и приемистости зоны притока нефти и зоны притока воды, определение соотношения скоростей закачки по соотношению приемистости этих зон, одновременную закачку в зоны притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство, регулирование границы раздела между рабочими агентами в призабойной зоне скоростями их закачки перед закачкой рабочих агентов проводят закачку кислотосодержащего агента, а после закачки рабочих агентов производят технологическую выдержку, в качестве рабочих агентов в зону притока нефти последовательно закачивают водоудаляющий агент, углеводородный раствор гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества и проталкивающую жидкость, а в качестве рабочих агентов в зону притока воды последовательно закачивают буферную жидкость, гидрофобизатор на основе кремнийорганического вещества и проталкивающую жидкость.

Углеводородный раствор гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества можно закачивать в виде нескольких оторочек с уменьшающейся концентрацией поверхностно-активного вещества.

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 удержания породой воды и блокирования выхода из пористой среды нефти. Особенно отрицательный эффект получается в призабойной зоне пласта. Интенсифицировать процесс разработки таких залежей нефти можно путем управления смачиваемостью 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 порах призабойной части пласта, скважина становится безприточной либо низкодебитной.

В гидрофильной породе давление, возникающее на границе раздела фаз 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.

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 рабочих агентов в зоны притока нефти и воды. Зона притока воды будет соответствовать зоне обработки гидрофобизатором на основе кремнийорганического вещества, а зона притока нефти углеводородным раствором гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества. Далее осуществляют закачку кислото-содержащего агента, который обеспечивает очистку обрабатываемой призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений и растворение части породы на значительном удалении от ствола скважины. Закачка кислотосодержащего агента в призабойную зону скважины перед закачкой гидрофобизатора обеспечивает больший гидрофобизирующий эффект, а также приводит к увеличению проницаемости пористой среды призабойной зоны.

После закачки кислотосодержащего агента в зону притока нефти начинают закачивать водоудаляющий агент.

Это производят из следующих соображений. Закачка кислотосодержащего агента в призабойную зону скважины перед закачкой гидрофобизатора не может обеспечить наибольший гидрофобизирующий эффект из-за присутствия водной фазы на поверхности пористой среды. Наличие воды на поверхности твердого тела предотвращает прямой контакт гидрофобизатора с поверхностью и ухудшает адсорбцию на ней катионного поверхностно-активного вещества. Кроме этого наличие минерализованной воды, которой является пластовая вода, в нефтяном коллекторе при контакте с катионным поверхностно-активным веществом, растворенным в углеводороде, вызывает образование эмульсии и в результате этого снижается продуктивность добывающих скважин. В связи с этим для обеспечения наибольшего гидрофобизирующего эффекта после закачки кислотосодержащего агента и до закачки углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества осуществляют закачку водоудаляющего агента.

Затем в зону притока нефти осуществляют закачку углеводородного раствора гидрофобизатора 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 проталкивающий агент для проникновения закачиваемых компонентов в глубину пласта. Одновременно с началом закачки в зону притока нефти водоудаляющего агента в зону притока воды начинают закачивать буферную жидкость, которая обеспечивает одновременное начало и прекращение закачки рабочих агентов в обе зоны. В связи с тем, что соотношение приемистостей зон притока нефти и воды меняются от скважины и объем гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества в зону притока воды составляет меньшую величину, чем объем гидрофобизатора в зону притока нефти, то для того, чтобы отрегулировать объем жидкости закачиваемый в зону притока воды для одновременного прекращения закачки рабочих агентов в обе зоны необходима буферная жидкость. После буферной жидкости последовательно закачивают гидрофобизатор на основе кремнийорганического вещества и проталкивающую жидкость. Кремнийорганические соединения в присутствии воды гидролизуются и легко конденсируются с потерей молекулы воды и образуют полимерные соединения гидрофобного характера, которые не только гидрофобизируют гидрофильную пористую поверхность нефтяного коллектора, но и снижают приток воды в добывающую скважину. Закачку компонентов в зоны притока нефти и воды ведут одновременно, но по раздельным каналам. Например, 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. Соотношение скоростей закачки рабочих агентов должно соответствовать соотношению приемистости этих зон.

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, которая будет сохраняться и при движении потоков в пористой среде призабойной зоны скважины.

Таким образом, при контакте двух потоков в зону притока нефти будут последовательно поступать водоудаляющий агент, углеводородный раствор гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества и проталкивающая жидкость и одновременно с этим в зону притока воды будут последовательно поступать буферная жидкость, гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества и проталкивающая жидкость.

После окончания закачки проводят технологическую выдержку для завершения процесса гидрофобизации как в зоне притока нефти, так и в зоне притока воды.

В зону притока нефти углеводородный раствор гидрофобизатора можно закачивать несколькими оторочками. Первая оторочка раствора гидрофобизатора закачивается в таком объеме и с такой концентрацией чтобы количество гидрофобизатора для адсорбции его на поверхности пористой среды было бы достаточно на всю глубину обработки призабойной зоны скважины. При этом объем первой оторочки может быть значительно меньшим, чем объем обрабатываемого порового пространства, а количество растворенного гидрофобизатора должно быть достаточным для покрытия адсорбционным слоем всей поверхности обрабатываемой зоны, исходя из расчета адсорбции гидрофобизатора единицей поверхности пористой среды, умноженной на площадь этой поверхности.

Объем последующих оторочек раствора гидрофобизатора по объему равен объему всего порового пространства обрабатываемой зоны, а концентрация гидрофобизатора в растворе соответствует величине, которая предотвращает десорбцию гидрофобизатора с поверхности.

Пример 1. Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине (пласт Б-8) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 2254 м. Интервал перфорации 2230 2250 м. Объем затрубного пространства - 33,7 м³, а НКТ 6,8 м³.

В скважину спустили геофизический прибор РГД (расходомер гидравлический дистанционный) и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 2230 2240 м, а зона притока воды 2240 2250 м. С помощью геофизического прибора РГД определили также приемистость этих зон на жидкости глушения, которые при давлении 145 ати составили 490 м³/сут и 540 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 2240 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что соотношение скоростей закачки жидкостей через колонку НКТ и через затрубное пространство составляет 1.1/1.0, соответственно.

Далее в скважину допустили колонну НКТ до глубины 2252 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 12 м³ безводной нефти. Закачку безводной нефти производили при открытой задвижке на колонне НКТ. При этом сброс жидкости глушения осуществлялся через НКТ.

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 рабочих агентов в затрубное пространство и колонну НКТ без проникновения этих агентов в пласт.

Это осуществляется следующим образом.

Сначала производят подачу рабочих агентов в затрубное пространство при открытой линейной задвижке на колонне НКТ. Т.к. задвижка на колонне НКТ открыта, то рабочие агенты не поступают в пласт, а вытесняют жидкость глушения, находящуюся в затрубном пространстве в колонне НКТ.

В затрубное пространство последовательно подают рабочие агенты, необходимые для закачки в зону притока нефти: 14 м³ водоудаляющего агента, 10 м³ углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 9 м³ проталкивающей жидкости. В качестве водоудаляющего агента использовали 0,5% -ный раствор ПАВ (СНПХ-7843В. ТУ 39-57656557-114-91) в безводной нефти.

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.

При этом затрубное пространство заполняется рабочими агентами до верхних отверстий интервалов перфорации (т.е. до кровли зоны притока нефти). В затрубном пространстве в районе интервалов перфорации и в колонне НКТ находится безводная нефть, которая полностью вытеснила жидкость глушения.

После этого начинают подготовку в колонне НКТ. Так как подготовку производят при открытой задвижке затрубного пространства, то подаваемые в НКТ агенты не поступают в пласт.

В колонну НКТ при открытой затрубной задвижке закачали 7 м³ кислотосодержащего агента. В качестве кислотосодержащего агента использовали 15%-ный водный раствор глинокислоты. 15%-ный водный раствор глинокислоты содержит 12% соляной кислоты, 3% плавиковой кислоты и 85% воды.

При этом колонна НКТ заполнилась раствором глинокислоты, а в затрубное пространство поступило 7 м³ безводной нефти из НКТ, а 7 м³ проталкивающей жидкости вышло из затрубного пространства в систему сбора. Далее начали закачку рабочих агентов в пласт. При этом закрыли задвижку затрубного пространства и в колонну НКТ подали еще 5 м³ водного раствора глинокислоты. Тогда при закрытой затрубной задвижке в зоны притока воды и нефти начал поступать раствор глинокислоты.

После подачи глинокислоты в колонну НКТ начали последовательно подавать рабочие агенты необходимые для закачки в зону притока воды. Сначала подали 7 м³ буферной жидкости, в качестве которой использовали пресную воду. Тогда вся колонна НКТ заполнилась пресной водой, а вся глинокислота поступила в пласт.

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 68 м³ проталкивающей жидкости (безводной нефти), а в колонну НКТ 60 м³ буферной жидкости (пресной воды), 6 м³ гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества и 9 м³ проталкивающей жидкости.

В качестве гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества использовали Акор Б-100 (ТУ 39-1331-88). В качестве проталкивающей жидкости использовали пресную воду.

По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку, т.е. закрыли скважину на 36 часов.

После этого скважину запустили в работу.

До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 96% воды и 4% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 81% воды и 19% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 0,9 т/сут. а после обработки 17,5 т/сут.

Пример 2. Обработку призабойной зоны проводили на добывающей скважине (пласт А 2 3) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 1842 м. Интервал перфорации 1822 1836 м. Объем затрубного пространства 29,4 м³, а НКТ 3,6 м³.

В скважину спустили геофизический прибор РГД и с его помощью определили, что зона притока нефти находится в интервале глубин 1822 1830 м, а зона притока воды 1830 1836 м. Также с помощью геофизического прибора РГД определили приемистость этих зон на жидкости глушения, которые составили 400 м³/сут и 200 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 1830 м, исходя из соотношения приемистостей зон притока нефти и воды, установили, что отношение темпов закачки жидкостей через колонну НКТ и через затрубное пространство составят 1/2 соответственно.

Далее в скважину допустили колонну НКТ до глубины 1840 м (колонна НКТ спускается ниже интервала перфорации).

Для удаления жидкости глушения в затрубное пространство закачали 8,5 м³ безводной нефти при открытой задвижке на колонне НКТ.

Далее в затрубное пространство произвели подачу рабочих агентов, необходимых для закачки в зону притока нефти: 14 м³ водоудаляющей агента, 7 м³ первой оторочки углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ, 5 м³ второй оторочки углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 3,5 м³ проталкивающей жидкости.

В качестве водоудаляющего агента использовали ацетон.

В качестве углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ для первой оторочки использовали 0,5%-ный раствор АТМ17-20 (ТУ 38.507-63-016-89) в безводной нефти.

В качестве углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ для второй оторочки использовали 0,01% -ный раствор АТМ17-20 (ТУ 38.507-63-016-89) в безводной нефти.

В качестве проталкивающей жидкости использовали дизельное топливо.

Затем при открытой задвижке затрубного пространства в колонну НКТ подали 3,5 м³ кислотосодержащего агента. В качестве кислотосодержащего агента был выбран 15% раствор соляной кислоты. Далее закрыли задвижку затрубного пространства и в колонну НКТ закачали 8,5 м³ кислотосодержащего агента.

Затем в колонну НКТ подали 3,5 м³ буферной жидкости, в качестве которой использовали минерализованную воду.

Далее для одновременного поступления рабочих агентов в зону притока нефти и воды в затрубное пространство подали 23 м³ второй оторочки углеводородного раствора гидрофобизатора на основе катионного ПАВ и 42 м³ проталкивающей жидкости (дизельного топлива) и одновременно в колонну НКТ 20 м³ буферной жидкости (минерализованной воды), 5 м³ гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества и 4,5 м³ проталкивающей жидкости.

В качестве гидрофобизатора на основе кремнийорганического вещества использовали Этилсиликат-40 (ТУ 6-02-641-76). В качестве проталкивающей жидкости использовали минерализованную воду.

По окончании закачки рабочих агентов произвели технологическую выдержку в течение 36 часов.

После этого скважину запустили в работу.

До описанной выше обработки призабойной зоны скважины в ее продукции присутствовало 90% воды и 10% нефти. После проведенной обработки призабойной зоны в продукции скважины содержалось 75% воды и 25% нефти. Дебит скважины по нефти до обработки составлял 5 т/сут. а после обработки 10,5 т/сут. Преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является увеличение эффективности способа. Исходя из приведенных выше примеров предлагаемый способ позволяет в продукции добываемой скважины снизить содержание воды с 96% до 75% повысить содержание нефти с 4% до 25% и дебит скважины по нефти с 0,9 т/сут. до 17,5 т/сут. Способ, описанный в прототипе, позволяет снизить содержание воды с 96% только до 92,5% и, соответственно, увеличить содержание нефти с 4% только до 7,5% и дебит скважины по нефти с 0,9 т/сут. только до 2 т/сут.

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий определение местоположения и приемистости зоны притока нефти и зоны притока воды, определение соотношения скоростей закачки по соотношению приемистости этих зон, одновременную закачку в зону притока нефти и воды рабочих агентов через колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство, регулирование границы раздела между рабочими агентами в призабойной зоне скоростями их закачки, отличающийся тем, что перед закачкой рабочих агентов проводят закачку кислотосодержащего агента, а после закачки рабочих агентов производят технологическую выдержку, в качестве рабочих агентов в зону притока нефти последовательно закачивают водоудаляющий агент, углеводородный раствор гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества и проталкивающую жидкость, а в качестве рабочих агентов в зону притока воды последовательно закачивают буферную жидкость, гидрофобизатор на основе кремнийорганического вещества и проталкивающую жидкость.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородный раствор гидрофобизатора на основе катионного поверхностно-активного вещества закачивают в виде нескольких оторочек с уменьшающейся концентрацией поверхностно-активного вещества.