Патент на изобретение №2169260
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. Проводят закачку раствора кислоты при понижении давления закачки и закачку тампонирующего материала при повышении давления закачки. Понижение давления закачки раствора кислоты ведут до нулевого давления на устье скважины, повышение давления закачки тампонирующего материала до – скачкообразного увеличения давления на устье скважины, после чего проводят закачку при установившемся давлении. Закачку кислоты в призабойную зону ведут, начиная от нижних перфорационных отверстий, а закачку тампонирующего материала – от верхних перфорационных отверстий. Технический результат: повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины, снижение обводненности добываемой продукции. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающей закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты в пластовых условиях, и закачку кислоты при давлении, ниже давления закачки тампонирующего материала, и повторение циклов закачки [1]. Известный способ эффективен при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины, однако при обработке призабойной зоны добывающей скважины его эффективность остается недостаточной вследствие невысокой кольматации пор в высокопроницаемых зонах и невысокого увеличения проницаемости непроницаемых зон. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающей закачку тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, при повышении давления закачки, и закачку раствора кислоты при понижении давления закачки, при этом начальное давление закачки последующего раствора устанавливают равным конечному давлению закачки предыдущего раствора, закачку тампонирующего материала производят в большем объеме, чем раствора кислоты, а по окончании закачки растворов производят технологическую выдержку. Известный способ эффективен при обработке призабойной зоны скважины, вскрывающей продуктивный пласт с низкой и средней проницаемостью, однако способ недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны, вскрывшей продуктивный пласт с высокой проницаемостью. В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины, снижения обводненности добываемой продукции. Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку тампонирующего материала при повышении давления закачки и закачку раствора кислоты при понижении давлении закачки, согласно изобретению перед закачкой тампонирующего материала закачивают раствор кислоты, понижение давления закачки раствора кислоты ведут до нулевого давления на устье скважины, повышение давления закачки тампонирующего материала ведут до скачкообразного увеличения давления на устье скважины, после чего проводят закачку при установившемся давлении, при этом закачку кислоты в призабойную зону ведут, начиная от нижних перфорационных отверстий, а закачку тампонирующего материала – от верхних перфорационных отверстий. Существенными признаками изобретения являются: 1. Закачка тампонирующего материала и раствора кислоты. 2. Закачка тампонирующего материала при повышении давления закачки. 3. Закачка раствора кислоты при понижении давления закачки. 4. Перед закачкой тампонирующего материала закачка раствора кислоты. 5. Понижение давления закачки раствора кислоты до нулевого давления на устье скважины. 6. Повышение давления закачки тампонирующего материала до скачкообразного увеличения давления на устье скважины. 7. Проведение закачки при установившемся давлении. 8. Закачка кислоты в призабойную зону, начиная от нижних перфорационных отверстий. 9. Закачка тампонирующего материала от верхних перфорационных отверстий. Признаки 1 – 3 являются общими с прототипом, признаки 4 – 9 являются существенными отличительными признаками изобретения. При добыче происходит преимущественное поступление нефти из высокопроницаемых интервалов пласта. По мере их выработки происходит обводнение добываемой продукции. Задача снижения обводненности добываемой продукции решается в данном изобретении. Для решения поставленной задачи проводят закачку раствора кислоты при понижении давления закачки и закачку тампонирующего материала при повышении давления закачки. Раствор кислоты максимально увеличивает проницаемость высокопроницаемых обводненных зон и обеспечивает поступление в них тампонирующего материала. Понижение давления закачки раствора кислоты до нулевого давления на устье скважины свидетельствует о достижении максимально возможной проницаемости высокопроницаемых обводненных зон. Повышение давления закачки тампонирующего материала до скачкообразного увеличения давления на устье скважины свидетельствует о достижении полного закупоривания высокопроницаемых зон тампонирующим материалом. Дальнейшая закачка тампонирующего материала при установившемся давлении способствует прочной постановке тампонирующего материала в высокопроницаемых зонах, его закреплению. Закачка кислоты в призабойную зону, начиная от нижних перфорационных отверстий, способствует восхождению легкого раствора вдоль перфорированных отверстий и более равномерному проникновению раствора в призабойную зону скважины. Закачка тампонирующего материала от верхних перфорационных отверстий способствует опусканию вдоль перфорационных отверстий тяжелого тампонирующего материала и также более равномерному проникновению раствора в призабойную зону скважины. Способ осуществляют следующим образом. В качестве тампонирующего материала может быть использован глинистый (буровой) раствор и т.п. материалы. В качестве раствора кислоты используют растворы соляной кислоты, смеси соляной и плавиковой кислот и т.п. Пример конкретного выполнения. Проводят обработку призабойной зоны добывающей скважины глубиной 1250 м с интервалом перфорации размером 3 м, вскрывшей продуктивный пласт с карбонатным коллектором проницаемостью 300 мД. В качестве тампонирующего материала используют глинистый раствор следующего состава: каустическая сода – 0,2 об.%, карбоксиметилцеллюлоза – 0,6 об.%, глина – до плотности 1,1 г/см3, вода – остальное. В качестве раствора кислоты используют 12%-ный водный раствор соляной кислоты. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб и располагают низ колонны на уровне нижних перфорационных отверстий. Закачивают 1,5 м3 раствора кислоты (из расчета 0,5 м3/м интервала перфорации) при начальном давлении на устье скважины 5 МПа и конечном давлении 0 МПа. Раствор кислоты продавливают в призабойную зону пластовой водой в объеме колонны насосно-компрессорных труб и проводят технологическую выдержку для реагирования кислоты в течение 2 час. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб и спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером. Пакеруют выше интервала перфорации на 50 м. Низ колонны располагают на уровне верхних перфорационных отверстий. Закачивают тампонирующий материал в объеме 6 м3 (из расчета 0,7 – 4,0 м3/м интервала перфорации). Раствор продавливают пластовой водой. Проводят выдержку в течение 3 сут. Снимают пакер. Промывают скважину и запускают ее в эксплуатацию. В результате обработки обводненность добываемой продукции снизилась с 90% до 65%. Применение способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины, т.е. снизить обводненность добываемой продукции. Источники информации 1. Патент РФ N 2084621, кл. E 21 B 43/27, опублик. 1997 г. 2. Патент РФ N 2114296, кл. E 21 B 43/27, опублик. 27.06.98 г. – прототип. Формула изобретения
MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 16.02.2003
Номер и год публикации бюллетеня: 10-2004
Извещение опубликовано: 10.04.2004
|
||||||||||||||||||||||||||
