Способ обработки призабойной зоны пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение эффективности обработки за счет очистки призабойной зоны от продуктов реакции и шламовых частиц. Обвязывают устье скважины по схеме, обеспечивающей переключение потока жидкости из насосно-компрессорных труб (НКТ) в затрубье и обратно. В скважину на НКТ спускают пакер и газогенератор. Межтрубное пространство газогенератора заполнено химическим веществом, генерирующим газ при реакции с кислотой, например магний металлический. Замещают скважинную жидкость в интервале обработки раствором кислоты, в который дополнительно вводят флотатор. В результате реакции кислоты с химреагентом происходит выделение инертного газа, которым насыщается жидкость. Часть насыщенной газом кислоты в объеме 0,5-0,8 м<SP POS="POST">3</SP> при открытой затрубной задвижке прокачивают в межтрубье выше пакера. Запакеровывают межтрубное пространство и в таком положении выдерживают скважину 15-20 мин. В результате реакции кислоты с химвеществом происходит дальнейшее насыщение газом кислоты в НКТ. Перепад давления, равного P=PL, приведет к перетоку кислотного раствора из надпакерной зоны через перфорационные отверстия и породы пласта в подпакерную зону и НКТ. Затем создают давление в НКТ не более пластового давления, под действием которого порция газированной жидкости вновь перекачивается из подпакерной в надпакерную. Усилению флотационного процесса способствует добавленный в кислотный раствор флотатор. При обратной прокачке кислотного раствора из надпакерной зоны в подпакерную скорость перекачки поддерживают ниже или равной скорости всплывания газовых пузырей. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН

09) 01) ; (51)5 Е 21 В 43/27

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н А ВТОРСНОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4381744/24-03 (22) 20.01,88 (46) 30.06.90. Бюл, N- 24 (75) Б.М.Сучков (53) 622.245 (088.8) (56) Патент С#А У 3945436, кл. 166-303, опублик. 1976, ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЙМ

ПРИ ГКНТ СССР (54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цельповышение эффективности обработки за счет очистки призабойной зоны от продуктов реакции и шламовых частиц.

Обвязывают устье скважины по схеме, обеспечивающей переключение потока жидкости из насосно-компрессорных труб (НКТ) в затрубье и обратно. В скважину на НКТ спускают пакер и газогенератор.. Межтрубное пространство газогенератора заполнено химическим веществом, генерирующим газ при реакции с кислотой, например магний металлический. Замещают скважинную жидкость в интервале обработки раствором кислоты, в который дополнительно вводят флотатор. В реИзобретение относится к области нефтедобывающей промьппленности, в частности к способам обработки призабойной эоны пласта.

Цель изобретения — повышение эффективности обработки за счет очист2 зультате реакции кислоты с химреагентом происходит выделение инертного газа, которым насыщается жидкость, Часть насыщенной газом кислоты в объеме 0,5-0,8 м при открытой заэ трубной задвижке прокачивают в межтрубье выше пакера.Запакеровывают межтрубное пространство и в таком положении выдерживают скважину 15-20 мин.

В результате реакции кислоты с химвеществом происходит дальнейшее насыщение газом кислоты в НКТ. Перепад давления, равного P-Pl, приведет к перетоку кислотного раствора из надпакерной зоны через перфорационные отверстия и породы пласта в подпакерную зону и НКТ. Затем создают давление в НКТ не более пластового давления, под действием которого порция газированной жидкости вновь перекачивается из подпакерной в надпакерную. Усилению флотационного процесса способствует добавленный в кислотный раствор фпотатор. При обратной прокачке кислотного раствора из надпакерной зоны в подпакерную скорость перекачки поддерживают ниже или равной скорости всплывания газовых пузырей. 2 з.п. ф-лы, 3 ил. ки призабойной зоны от продуктов реакции и шламовых частиц.

На фиг. 1-3 дана схема, поясняющая данный способ.

Способ реализуется следующим образом.

157ч800

Возможно осуществление технологии и без предварительной выдержки (15-20 мин). Для этого сразу после эапакеровки скважины насосом создают на пакере перепад давления, опре55

Обвязывают устье по схеме, обеспечивающей переключение потока жидкости из насосно-компрессорных труб (НКТ) в затрубное пространство и обратно,iHa HKT в скважину опускают пакер и газогенератор, представляющий собой цилиндрический корпус с расположенной центрично внутренней перфорированной трубой меньшего диаметра. Межтрубное пространство газогенератора заполнено химическим веществом, генерирующий газ при реакции с кислотой. Химреагент при этом выбирают с учетом воэможности генерирования инертного в отношении коррозии газа. Пакер установливают, но не запакеровывают в выбранном для обработки интервале перфорации. Замещают скважинную жицкость из НТК и призабойной зоны в интервале об 2Р работки раствором кислоты, в который дополнительно добавляют флотатор (см. фиг. 1). В результате реакции кислоты с химреагентом происходит выделение инертного газа, которым насьпцается жидкость. Часть насьпценной газом кислоты в объеме 0,5-0,8 м

3 при открытой затрубной задвижке прокачивают в межтрубное пространство выше пакера, Запакеровывают межтрубное пространство и в таком положении выдерживают скважину в течение

15-20 мин. В результате продолжающейся реакции с химвеществом,в качестве ко" торого могут быть применены металличес- 35 кий магний,Иа СОп и др., происходит дальнейшее насыщение газом кислоты в НКТ. Давление гидростатического столба жидкости в HKT падает, а в межтрубном пространстве выше паке- 4Р ра остается постоянным. При этом растет перепад давления на пакере.

Достижение перепада давления, равного Р = р 1, приведет к перетоку кислотного раствора из надпакерной 45

> зоны через перфорационные отверстия и породы пласта в подпакерную зону и EIKT (фиг. 2), Числовое значение р для ненарушенного цементного камня в эаколодном про- 5р странстве принимается равным 2 МПа/м;

1 -.при плотности перфорации 20 отв/м и пакера типа ПШ составляет 0,3 м. деляемый по формуле P = р.1. Под влиянием этого давления происходит переток кислотного раствора в заколонном пространстве. При перетоке кислотньп1 раствор реагирует с породами пласта, расширяя тем самым каналы перетока, а следовательно, снижая гидравлическое сопротивление в заколонной зоне. После перетока кислотного раствора иэ межтрубного пространства в подпакерную зону и HKT он приходит в контакт с химреагентом и вновь насьпцается газом. Затем соз- дают давление в HKT не более пластового давления, под действием которого порция газированной жидкости вновь перекачивается из одпакерной зоны в надпакерную (фиг. 3). Разрушенная под влиянием гидрохимического воздействия порода в виде мелких частичек оседает на пузырьках газа, на которых и транспортируется в межтрубное пространство и далее при всплывании пузырьков к устью скважины. Усилению флотационного процесса сгособствует добавленный в кислотный раствор флотатор. Чтобы убедиться, соответствует ли скорость прокачки режиму гидрохимического разрушения ,.пород, определяют изменение количества выносимых частиц (КВЧ) породы во времени. Независимость КВЧ во времени или их увеличение свидетельствует о гидрохимическом разрушении породы. Уменьшение

КВЧ во времени или полное их отсутствие соответствует химическому репку растворения. При обратной прокачке кислотного раствора из надпакерной зоны в подпакерную, с целью предотвращения попадания газовых пузырей с осевшими на них механическими примесями, скорость перекачки поддерживают ниже или равной скорости всплывания газовых пузырей.

Скорость всплывания пузырей определяется по формуле Стокса

2.p я ° R

Ч

9 Ч. где V — - скорость всплывания, м/с; — плотность жидкости, кг/м ;

g — ускорение свободного падения, 9,8 м/с

R — - радиус пузырька, м;

ВяэкОсть жидкОсти, кг/м, с °

Режим возвратно-поступательной перекачки с газонасьпцением одной и той же порции кислотного раствора в каждом цикле продолжается до полной нейтрализации кислотного раствора, после чего объем нейтрализованно кислоты продавливают в межтрубное пространство выше пакера с одновременным обновлением раствора кислоты в зоне продуктивного пласта. Обработка свежей порции кислоты проводит ся в той же последовательности, Количес во замен объемов кислотного раствора зависит от поставленной цели, т.е. какой по величине диаметр скважины необходимо получить после обработки.

Пример. Скважина пробурена на горизонт., сложенный карбонатными породами (известняками). Продуктивный пласт подстилается подошвенной водой, что исключает его обработку традиционными методами, так как создаваемые при закачке НС1 перепады давления на пласт могут привести к увеличению обводнонности продукции скважины после ее освоения. Произведена обвязка устья скважины по схеме, обеспечивающей переключение потока жидкости из НКТ в межтрубное пространство и обратно, На НКТ спущен пакер типа ПШ и газогенератор. Пакер установлен, но не эапакерован в интервале перфорации продуктивного пласта на глубине

1240 м, газогенератор на глубине

1230 м. Газогенератор заполнен гранулированным магнием. В 15% раствор

НС1 добавили флотатор (сосновое масло в количестве 20 г/мз). Раствор тщательно перемешали. При открытой затрубной задвижке произвели замещение скважинной жидкости в НКТ на 15% раствор HCl с доведением кислоты в межтрубном пространстве выше пакера на высоту 50 м (0,7 мЗ).

Запакеровали пакер. В результате реакции НС1 с металлическим магнием произошло насыщение газом (Н ) раствора кислоты в НКТ., Плотность раствора кислоты в НКТ упала, в результате чего на пакере образовался перепад давления. При достижении давления, вычисленного по формуле

Р = р 1 = 2,0 х 0,3 = 0,6 ИПа, начался переток кислотного раствора из надпакерной зоны через перфорационные отверстия и породу пласта в поднакерную зону. Скорость изливаемой из

НКТ на устье кислотного раствора

1574800 6 увеличивалась во времени, что говорит о расширении каналов растворения карбонатных пород в профильтровой и части пород. Одновременно с изливом кислоты на устье скважины в контакт с гранулированным магнием пришла кислота, находящаяся ранее в межтрубной пространстве, которая вновь обогатилась газом. Включили насос и вновь прокачали кислотный раствор в объеме 0,7 м з в межтрубное пространство выше пакера. При перекачке объема кислоты давление на устье скважины не превышало 10 атм. С учетом газонасыщения столба кислотного раствора в НКТ забойное давление не превышало давления гидростатического столба жидкости с начальной ее

20 плотностью (= 1,07). При прохождении газированного кислотного раствора по породам пласта происходит разрушение пород эа счет растворения карбонатных пород кислотой, а также эа счет гидродинамического разрушения (за счет скоростного .напора, размыва). Частички разрушенной породы, оседая на поверхности газовых пузырей, выносятся в межтрубное пространство, а затем при всплывании газовых пузырей на устье скважины.

При переключении насоса на межтрубное пространство для исключения загрязнения зоны обработки уже разрушенной породой скорость прокачки раствора кислоты в межтрубном пространстве снизили до 2 м/мин„ Для большей гарантии дана наибольшая выдержка во времени 5-7 мин до начала про40 качки кислоты. За это время газовые пузырьки успели подняться на определенную величину от зоны обработки.

Учитывая тот факт, что скорость подъема газовых пузырей зависит от их

45 размеров (см. формулу Стокса), а размер от давления, то по мере подъема газовых пузырей скорость их возрастает. В этой связи скорость продавки кислотного раствора из надпакерной soHbr a подпакерную определялась как осредненная из скоростей всплывания пузырей на начальной и конечной участках затрубного пространства. Погрешности расчета прокачки

55 компенсировались технологической остановкой насоса, необходимой для переключения потоков из НКТ в затрубное пространство. После семи циклов прокачки одного и того же объема

1574800 кислотного раствора произвели замену кислоты в зоне обработки. Для че- го нейтрализованный раствор кислоты вытеснен в межтрубное пространство свежей порцией кислотного раствора на Ш(Т. Дальнейшая обработка пласта проводилась в той же последовательности. Для контроля скорости прокачки кислотного раствора из подпакерной зоны в надпакерную, т.е, для соблюдения режима гидрохимического разрушения, на устье скважины при изливе жидкости из затрубного пространства брали пробы на анализ КВЧ не карбонатного происхождения, Па всю обработку затрачено 18 и

1SX соляной кислоты. По расчетньп данным диаметр скважины в зоне обра ботки увеличился от 21 до 80 см.

Это.позволило не только увеличить площадь фильтрации нефти к забою скважины но и полностью удалить низкопроницаемую профильтровую часть пласта, закольматированную в процес-,25 се бурения скважины и последующей ее эксплуатации. Примечение данного способа дает возможность обрабатывать продуктивные пласты, подртилаемые водой без увеличения обводненности продукции. Дебит скважины, после обработки приэабойной зоны увеличился более в 10 раз, с 0,9 до 10 т/сут, Формула и з обретения

i. Способ обработки призабойной зоны пласта,. заключающийся в установке пакера в интервале перфорации продуктивного пласта, циклической

4О закачке в приэабойную зону кислотного раствора через перфорационные отверстия с последующей его перекачкой из надпакерной зоны в подпакерную и обратно,,о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения эффективности обработки за счет очистки призабойной зоны от продуктов реакции и шламовых частиц, перед закачкой в призабойную зону в кислотный раствор вводят флотатор и насыщают газом, причем насыщение кислотного раствора газом осуществляют в каждом цикле его перекачки, а скорость перекачки из надпакерной зоны в подпакерную не превьпнает скорости всплывания газовых пузырьков.

2. Способ по п. 1, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью снижения коррозии обсадных труб, в качестве насыщающего газа кислотный раствор насьп ают инертным газом, а после нейтрализации кислотного раствора последний продавливают в межтрубное пространство вьппе пакера с одновременным обновлением кислотного раствора в зоне продуктивного пласта, За Способ по па 1, О т л и ч а ю шийся тем, что, с целью предотвращения поглощения кислотного раствора пластом, обработку призабойной эоны проводят при давлениях не превышающих пластовые давления, а границу минимального давления определяют из соотношения

Р = р 1 где р — давление гидропрорыва крепи в кольцевом пространстве на

1 м интервала, KIa.

1 — расстояние между ближайшими перфорационными отверстиями, 1 расположенными выше пакера, м.

Сос тавитель И. Спас ска я

Редактор О.Спесивых Техред Л.Сердюкова Корректор М.Максимишинец

Заказ 176б Тираж 477 Подписное

ВНИИПИ, Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СЧСР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101