Способ глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины


 


Владельцы патента RU 2425971:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины. В способе глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более, с объемом закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не более 500 тыс.м3. Перед проведением глинокислотной обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну. Затем проводят глинокислотную обработку - закачивают глинокислоту, при закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. После закачки глинокислоты осуществляют технологическую выдержку и освоение скважины. При объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при глинокислотной обработке призабойной зоны нагнетательной скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающий закачку в пласт кислотного раствора и органического растворителя, перед закачкой кислотного раствора скважину очищают солянокислотной ванной, а после закачки кислотного раствора закачивают органический растворитель, затем проводят технологическую выдержку скважины, после чего вводят ее в эксплуатацию. В качестве кислотного раствора закачивают глинокислоту - смесь соляной и фтористоводородной кислот, а в качестве органического растворителя используют низшие спирты, гликоли, ацетон или легкие фракции нефтепереработки (патент РФ № 2139425, опубл. 10.10.1999).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ кислотной обработки терригенных коллекторов, включающий предварительную промывку, закачку глинокислоты и последующую промывку, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности обработки за счет более полного извлечения продуктов реакции из пласта предварительную и последующую промывки осуществляют смесью спирта и кислоты при соотношении 1:1, а последующую промывку ведут из пласта в скважину, причем соотношение смеси спирта и кислоты и глинокислоты изменяется от 2:1 до 3:1. Глинокислота состоит из смеси фтористоводородной кислоты 3-10%-ной концентрации и соляной кислоты 10-15%-ной концентрации (патент РФ № 1297540, опубл. 10.05.1999 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины.

Задача решается тем, что в способе глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающем закачку глинокислоты, технологическую выдержку и освоение скважины, согласно изобретению для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более, с объемом закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не более 500 тыс.м3, перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну, при закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта, а при объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.

Сущность изобретения

При проведении глинокислотных обработок призабойных зон нагнетательных скважин отмечается весьма низкая успешность обработок. Изменение удельной приемистости нагнетательных скважин в результате обработок в подавляющем большинстве случаев было незначительным или не происходило вообще. Существующие технологии не позволяют решить эту задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны скважины.

Задача решается следующим образом.

В результате анализов успешных и неуспешных глинокислотных обработок скважин был отмечен целый ряд условий, при которых глинокислотная обработка эффективна. Для проведения успешной обработки следует выбирать скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более. Объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не должен превышать 500 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине следует устраивать глинокислотную ванну. При закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. При объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины. Как правило, такое давление определяется давлением гидроразрыва пласта или допустимым давлением на эксплуатационную колонну.

При других условиях следует выбирать другие интенсификационные технологии, например гидроразрыв пласта, глубокопроникающую перфорацию, бурение бокового ствола скважины и пр.

Для оценки эффективности обработки призабойной зоны используют параметр «изменение удельной приемистости после обработки». Данный параметр вычисляют сравнением приемистости до и после обработки скважины и приведением к удельному значению - приемистость в м3 за один час при давлении 1 МПа (м3/час*МПа). Критерием эффективности обработки является изменение (увеличение) удельной приемистости на 0,1 м3/час*МПа и более.

В результате обработки 29 скважин, характеристики которых подпадают под описанные выше, были получены положительные результаты обработки. Увеличение удельной приемистости составило 0,1 м3/час*МПа и более. В результате обработки 44 скважин, характеристики которых не подпадают под описанные выше, были получены отрицательные результаты обработки. Увеличение удельной приемистости составило менее 0,1 м3/час*МПа.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют глинокислотную обработку призабойной зоны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: проницаемость вскрытого продуктивного пласта 500 мД, пористость 21%, глинистостью 3%, число вскрытых пластов 3, общая перфорационная толщина 8 м, объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки 400 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну в течение 24 часов. В призабойную зону скважины закачивают глинокислоту под давлением 10 МПа в объеме 1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов и осваивают скважину.

В результате обработки увеличение удельной приемистости составило 0,5 м3/час*МПа.

Пример 2. Выполняют глинокислотную обработку призабойной зоны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: проницаемость вскрытого продуктивного пласта 1000 мД, пористость 21%, глинистостью 2,5%, число вскрытых пластов 3, общая перфорационная толщина 8 м, объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки 600 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну в течение 24 часов. В призабойную зону скважины закачивают глинокислоту под давлением 16 МПа в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов и осваивают скважину.

В результате обработки увеличение удельной приемистости составило 0,45 м3/час*МПа.

Пример 3 (контрольный). Выполняют глинокислотную обработку призабойной зоны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: проницаемость вскрытого продуктивного пласта 400 мД, пористость 19%, глинистость 3,5%, число вскрытых пластов 1, общая перфорационная толщина 4 м, объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки 400 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну в течение 24 часов. В призабойную зону скважины закачивают глинокислоту под давлением 10 МПа в объеме 1,2 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов и осваивают скважину.

В результате обработки увеличение удельной приемистости составило 0,03 м3/час*МПа.

Таким образом, определенные параметры выбора скважины для обработки и предложенная технология обработки позволяют добиться увеличения удельной приемистости скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины.

Способ глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку глинокислоты, технологическую выдержку и освоение скважины, отличающийся тем, что для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более, с объемом закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не более 500 тыс. м3, перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну, при закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта, а при объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс. м3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разглинизации призабойной зоны скважины. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу обработки призабойной зоны продуктивного карбонатного пласта порово-трещиноватого типа для восстановления коллекторских характеристик пласта или повышения приемистости пласта в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом.

Изобретение относится к поверхностно-активным веществам - ПАВ, в частности, к обрабатывающим жидкостям, содержащим ПАВ на основе ортоэфиров, и сопряженным методам. .
Изобретение относится к оптимизации и увеличению добычи нефти, газа и воды из скважин, пробуренных к подземному пласту. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны терригенного коллектора, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологии разглинизации призабойной зоны пласта
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны нефтедобывающей скважины, вскрывшей продуктивный пласт с карбонатным коллектором

Изобретение относится к нефтяной промышленности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам получения термопенокислотных составов, и может быть использовано на месторождениях, сложенных карбонатными и терригенными коллекторами
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности
Изобретение относится к нефтяной промышленности
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида
Наверх