Способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины

 

Использование: изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны обводненных добывающих скважин. Сущность изобретения: способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины включает закачку в призабойную зону раствора поверхностно-активного вещества 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, включающей 0,1-1% поверхностно-активного вещества и 0,01-0,1% полиакриламида. В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением до возникновения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин. Закачивают раствор поверхностно-активного вещества. После закачки раствора поверхностно-активного вещества проводят вызов притока с депрессией на пласт в первые 10 сут менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа. Использование изобретения позволяет повысить объем добываемой нефти.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны обводненных добывающих скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) с кислотой [1] Недостаток способа заключается в низкой добыче нефти. В ходе обработки призабойной зоны добывающей скважины кислота не снижает обводненности.

Известен способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора поверхностно-активного вещества [2] Недостатком способа является низкая добыча нефти. В ходе обработки призабойной зоны добывающей скважины ПАВ не снижает обводненности.

Цель изобретения повышение добычи нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины, включающем закачку поверхностно-активного вещества, согласно изобретению, перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества 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, включающей 0,1-1% поверхностно-активного вещества и 0,01-0,1% полиакриламида, и в ее среде проводят импульсное воздействие давлением до возникновения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин, а после закачки раствора поверхностно-активного вещества проводят вызов притока с депрессией на пласт в первые 10 сут не менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа.

Существенные признаки: 1. Определение источника обводненности и обводненного пропластка.

2. Остановка нагнетательных скважин, сообщающихся по обводненному пропластку с обрабатываемой добывающей скважиной.

3. Проведение технологической выдержки для снижения пластового давления в обводненном пропластке.

4. Проведение изоляции обводненного пропластка с технологической выдержкой.

5. Заполнение зоны перфорации интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора, включающего 0,1-1% ПАВ и 0,01-0,1% полиакриламида.

6. Проведение в среде интенсифицирующей жидкости импульсного воздействия давлением до возникновения приемистости скважин не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин.

7. Закачка в призабойную зону раствора ПАВ.

8. После закачки раствора ПАВ проведение вызова притока с депрессией на пласт в первые 10 сут не менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа.

При добыче нефти происходит прорыв рабочего агента по наиболее проницаемым пропласткам и обводнение добываемой продукции в добывающей скважине. В предложенном способе решается задача снижения обводненности добываемой продукции и одновременного увеличения дебита по нефтенасыщенным пропласткам.

Для решения этой задачи определяют источник обводнения и добиваются снижения давления в обводненном пропластке остановкой ближайших нагнетательных скважин. Снижение давление позволяет с меньшими затратами и на большую глубину заизолировать обводненный пропласток.

После изоляции проводят интенсифицирующие обработки нефтенасыщенных пропластков в среде интенсифицирующей жидкости импульсным воздействием давления. Интенсифицирующая жидкость под действием импульсов давления проникает в поровые каналы нефтенасыщенных пропластков, очищает их, выравнивает проницаемости очищенных пропластков и закрепляет эффект обработки на длительное время. Состав интенсифицирующей жидкости готовят на солевом водном растворе попутной пластовой воды, имеющей сродство с пластовыми флюидами. Количество ПАВ и полиакриламида подобрано экспериментально.

В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением, например, взрывом детонирующего шнура, нагнетанием до 7-8 МПа и сбросом давления на устье скважины, гидроимпульсным пульсатором, создающим импульсы частотой 6-20 Гц и давление 13-15 МПа на устье, и т.п. Продолжительность и величину импульсного воздействия давлением осуществляют до возникновения приемистости не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин.

Достижение приемистости скважин не менее 70% гарантирует необходимую степень повышения проницаемости призабойной зоны.

После достижения приемистости 70% от приемистости ближайших нагнетательных скважин закачивают раствор ПАВ 0,05-0,1% концентрации в объеме обработки призабойной зоны для закрепления эффекта обработки. Из практики замечено, что при отсутствии закачки ПАВ эффект обработки быстро исчезает.

Вызов притока с депрессией на пласт до 4 МПа в течение первых 10 сут и последующим увеличением до 6 МПа является щадящим режимом, позволяющим сохранить химреагенты в призабойной зоне и предотвратить их вынос в скважину.

Пример 1. Обрабатывают нефтедобывающую скважину глубиной 2730 м. Продуктивный пласт расположен на глубине 2700-2710м. Коллектор карбонатный.

Определяют обводненный пропласток, который находится на глубине 2704-2705 м. Давление в обводненном пропластке 28,5 МПа, в пласте 27 МПа.

Останавливают две нагнетательные скважины на расстоянии 500 м от добывающей скважины, которые по указанному обводненному пропластку сообщаются с обрабатываемой добывающей скважиной. Проводят технологическую выдержку в течение 8 сут для снижения пластового давления в обводненном пропластке. Через 8 сут давление в обводненном пропластке составляет 27 МПа.

Далее проводят изоляцию обводненного пропластка гелеобразующим раствором в объеме 30 м³. Состав гелеобразующего раствора: 0,5 кг полиакриламида, 0,15 кг бихромата калия, 0,2 г лигносульфоната, 99,15 кг воды.

Проводят технологическую выдержку 2 сут. После чего заполняют зону перфорацией добывающей скважины интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора плотностью 1,15 г/см³, включающего ПАВ-неонол с концентрацией 0,1% Всего 3 м³ интенсифицирующей жидкости.

В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением, взрывая поочередно 2 детонирующих шнура длиной 3 м. В результате приемистость скважин составляет 280 м³/сут, приемистость ближайших нагнетательных скважин 400 м³/сут.

Закачивают в призабойную зону ПАВ неонол в объеме 50 м³.

Далее проводят вызов притока с пониженным уровнем жидкости в скважине на глубине не более 400 м в первые 10 сут с последующим снижением уровня жидкости на глубине не более 600 м.

Обводненность добываемой продукции снизилась с 70 до 35% дебит скважин возрос с 18 до 21 т/cут.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Изоляцию обводненного пропластка производят эмульсией в объеме 25 м³, имеющей состав: 0,5%-го раствора полиакриламида 0,5 т, бихромата калия 0,08 т, нефтенола ВВД (неонол) 1 т, лигносульфоната КССБ 0,3 т и воды 12 т. Проводят технологическую выдержку 6 ч. После чего заполняют зону перфорации добывающей скважины 3 м³ интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора плотностью 1,17 г/см³, включающего ПАВ сульфонол с концентрацией 0,5% и полиакриламид с концентрацией 0,05% В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением 13-15 МПа с частотой 6-20 Гц с помощью гидроимпульсного пульсатора ТИМ. В результате приемистость скважины составляет 280 м³/сут (приемистость ближайших нагнетательных скважин 400 м³/сут). Закачивают в призабойную зону ПАВ сульфонол в объеме 50 м³. Далее все, как в примере 1.

Обводненность добываемой продукции снизилась с 70 до 30% дебит скважины возрос с 18 до 25% Пример 3. Выполняют, как пример 1. Изоляцию обводненного пропласта производят пеной в объеме 35 м³. Пена имеет следующий состав: ПАВ (ОП-10), 0,75-4,0 вес. хлористый кальций 0,1-3,0% углеводород 0,01-0,8% вода остальное.

Производят технологическую выдержку 2 ч. После чего заполняют зону перфорации добывающей скважины 3 м³ интенсифицирующей жидкостью на основе солевого раствора плотностью 1,20 г/см³, включающего ПАВ ОП-10 с концентрацией 1% и полиакриламид с концентрацией 0,1% В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением, повышая давление на устье скважины до 7-8 МПа и сбрасывая его до 0. Воздействие проводят за 20-30 циклов.

В результате приемистость скважины составляет 290 м³/сут. Закачивают в призабойную зону ПАВ ОП-10 в объеме 50 м³.Далее все, как в примере 1.

Обводненность добываемой продукции снизилась с 70 до 40% Дебит скважины возрос с 18 до 26 т/сут.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества 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, включающей поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,1 1% и полиакриламид с концентрацией 0,01 0,1% и в ее среде проводят импульсное воздействие давлением до возникновения приемистости скважины не менее 70% от приемистости ближайших негнетательных скважин, а после закачки раствора поверхностно-активного вещества проводят вызов притока с депрессией на пласт в первые 10 сут. менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа.