Способ обработки призабойной зоны


 


Владельцы патента RU 2477787:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта при интенсификации притока углеводородов к скважине. Способ обработки призабойной зоны пласта включает установку в скважине насосно-компрессорных труб ниже отверстий перфорации, определение по данным геолого-геофизических исследований технического состояния эксплуатационной колонны и характера насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации, закачку и продавливание в пласт водного раствора кислой соли щелочного металла с выдержкой на реагирование 10-12 ч, извлечение продуктов реакции из призабойной зоны продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство, закачку и продавливание в пласт раствора соляной кислоты, выдержку на реагирование 6-8 ч, освоение скважины с помощью газа от скважины-донора или инертным газом. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке продуктивной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.

Известен способ, включающий закачку в скважину водного раствора кислой соли щелочного металла и выдержку на фильтре не менее 8-10 ч (авт. св. СССР №1469932, кл. E21B 37/00, 1987).

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность, обусловленная невысокой степенью дисперсности глинистых частиц после взаимодействия с раствором соли. Способ предназначен для разрушения глинистой корки при выходе скважин из бурения и предусматривает разрушение глинистой составляющей бурового раствора, проникающей в пласт.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, включающий закачку по НКТ водного раствора соли щелочного металла, выдержку его на фильтре в течение 8-10 ч, после чего дополнительно устанавливают ванну соляной и плавиковой кислот соответственно 6-10 мас.% и 2-5 мас.% (патент РФ 2055983, кл. E21B 43/27, опубл. 10.03.1996).

К недостаткам данного способа обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) следует отнести, что обработка химическими реагентами проводится с целью удаления глинистой корки со стенок скважины, а не связана с увеличением проницаемости ПЗП за счет реагирования химических реагентов с проникшей в пласт глинистой составляющей бурового раствора и глинистым цементом пород.

Задачей данного изобретения является интенсификация притока углеводорода к скважине.

Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта достигается тем, что в способе интенсификации притока, включающем установку в скважине колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже отверстий перфорации, закачку и выдержку водного раствора кислой соли щелочного металла и кислотную обработку, особенностью является то, что по данным геолого-геофизических исследований определяют техническое состояние эксплуатационной колонны и характер насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации, проводят закачку в пласт водного раствора кислой соли щелочного металла с выдержкой на реагирование 10-12 ч, извлечение продуктов реакции из призабойной зоны продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство, после этого закачивают и продавливают в пласт раствор соляной кислоты с выдержкой на реагирование 6-8 ч, далее скважину осваивают газом от скважины-донора или инертным газом, проводят гидродинамические исследования и определяют продуктивность скважины.

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений севера Западной Сибири возникает необходимость интенсификации притока газа.

Причиной проведения интенсификации является закупоривание проводящих пор породы-коллектора глинистой составляющей бурового раствора и глинистым цементом пород-коллекторов, который при эксплуатации скважин вместе с углеводородами продвигается в призабойную зону скважины, снижая ее проницаемость и продуктивность.

Исследования, проведенные в лабораторных условиях, показали, что при проникновении воды в глиносодержащую породу возможны два варианта изменения фильтрационных свойств. В первом случае происходит изменение и увеличение водонасыщенности, пористости, снижение проницаемости из-за образования гидратных слоев. Во втором случае из-за диспергирования глинистых частиц, вызванного переходом их в подвижное состояние, приводящее к изменению фильтрационных свойств пород-коллекторов и кольматации частицами глин проводящих пор породы-коллектора.

При использовании водных растворов солей щелочных металлов в результате ионообменных реакций между глинистыми частицами, находящимися в поровом пространстве породы-коллектора, увеличивается межплоскостное расстояние, что приводит к самопроизвольному диспергированию. Полученная при этом высокодиспергированная глинистая смесь при последующем взаимодействии с кислотами разлагается и удаляется из ПЗП при освоении скважины.

В скважине проводят геолого-геофизические исследования с целью определения технического состояния эксплуатационной колонны и характера насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации. Спускают колонну НКТ ниже отверстий перфорации. В качестве оборудования используют цементировочный агрегат ЦА-320 для закачки 6-8 мас.% водного раствора кислой соли щелочного металла и кислотный агрегат АКПП-500 для закачки 8-9 мас.% раствора соляной кислоты.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Скважину глушат и цементировочным агрегатом закачивают через НКТ в ПЗП 6-8 мас.% водный раствор кислой соли щелочного металла в объеме 0,5 м3 на 1 м эффективной перфорированной толщины и продавливают его в пласт при давлении, не превышающем давление разрыва пласта, выдерживают 10-12 ч. После этого проводят извлечение продуктов реакции из ПЗП продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство. Далее в скважину закачивают 8-9 мас.% раствор соляной кислоты в объеме 0,5 м3 на 1 м эффективной вскрытой перфорированной толщины и продавливают в пласт кислотным агрегатом при давлении, не превышающем давление разрыва пласта. Останавливают процесс на реагирование соляной кислоты с глинистыми частицами в течение 6-8 ч, в результате которого глинистые частицы окончательно разлагаются и удаляются в процессе освоения скважины. Затем скважину осваивают с помощью газа от скважины-донора или инертным газом. После освоения скважины проводят гидродинамические исследования и определяют ее продуктивность.

Объемы водного раствора кислой соли щелочного металла и соляной кислоты определяются для поровых коллекторов, какими являются нижнемеловые отложения месторождений Западной Сибири, по формуле

V=π(R2-r2)Kn·h,

где V - объем раствора для обработки ПЗП, м3;

R - радиус обработки, м;

r - радиус скважины, м;

Kn - средняя открытая пористость, доли;

h - эффективная толщина обрабатываемого интервала, м.

В газовой скважине глубиной 1200 м, эксплуатирующей пласт h=10 м - эффективная толщина, вскрытая перфорацией, сложенной глинистыми породами-коллекторами, необходимо провести интенсификацию притока газа - удаление глинистой составляющей бурового раствора и глинистого цемента пород. В качестве химических реагентов на первой стадии обработки используют 6-8 мас.% водный раствор кислой соли щелочного металла и окончательная обработка проводится закачкой раствора 8-9 мас.% соляной кислоты. Средняя открытая пористость пласта Kn=0,3, радиус обработки ПЗП R=2 м, радиус скважины r=0,84 м.

Тогда объем водного раствора 6-8 мас.% NaHCO3 составит 31 м3, а объем 8-9 мас.% раствора соляной кислоты составит 31 м3.

Продукты реакции извлекаются из ПЗП вместе с пластовым газом при освоении газом от скважины-донора или инертным газом. После освоения скважины проводят гидродинамические исследования и определяют ее продуктивность.

В качестве критерия оценки технологии восстановления проницаемости пород-коллекторов после закачки химических реагентов были проведены эксперименты на слабосцементированных образцах песчаников с известной глинистостью. В результате проведенных экспериментальных работ установлено увеличение проницаемости образцов после двухэтапной закачки и выдержки химических реагентов в поровом пространстве образцов пород от 219,0% до 406,0% (таблица).

Таблица
№ образца Открытая порис
тость,
доли
Остаточная водонасы
щенность,
доли
Глинис
тость, %
Химические реагенты для обработки образца Проницаемость по углеводородной жидкости, К·10-3 мкн2 Время на реагирова
ние, ч
Коэффициент восстановле
ния прони
цаемости, %
Окончательный коэффициент восстановления проницаемости, %
первичная после закачки хим реагента
1 0,31 0,18 15,0 6 мас.% водный раствор NaHCO3 548,8 828,0 10 151,0 406,0
8 мас.% раствор HCl 2226,0 6 406,0
2 0,28 0,22 20,0 8 мас.% водный раствор NaHCO3 324,0 529,0 12 182,0 219,0
9 мас.% раствор HCl 712,0 8 219,0

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий установку в скважине насосно-компрессорных труб ниже отверстий перфорации, закачку и выдержку водного раствора кислой соли щелочного металла и кислотную обработку, отличающийся тем, что по данным геолого-геофизических исследований определяют техническое состояние эксплуатационной колонны и характер насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации, проводят закачку и продавливание в пласт водного раствора кислой соли щелочного металла с выдержкой на реагирование 10-12 ч, извлечение продуктов реакции из призабойной зоны продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство, закачку и продавливание в пласт раствора соляной кислоты, выдержку на реагирование 6-8 ч, освоение скважины с помощью газа от скважины-донора или инертным газом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к кислотному водному раствору, содержащему хелатирующий агент и кислоту, в котором хелатирующий агент является глутаминовой N,N-диуксусной кислотой (GLDA) или ее солью, в котором количество GLDA или ее соли от 20 до 60 вес.%, исходя из веса водного раствора, в котором кислота выбирается из хлористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, борной кислоты, сероводорода или смеси двух или более этих кислот, и применениям указанного раствора в процессах очистки, процессах осаждения или процессах удаления солевого отложения, в нефтепромысловой отрасли в заканчивании и возбуждении путем кислотной обработки, разрыва и/или удаления отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве карбонатного пласта. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта.

Изобретение относится к области добычи нефти, к способам разработки месторождений высоковязких нефтей или природных битумов горизонтальными скважинами с использованием углеводородных растворителей, и может быть использовано при добыче тяжелых высоковязких нефтей и битумов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе заводнением. .

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для увеличения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов и снижения обводненности добываемой продукции за счет селективного воздействия на трещиноватый коллектор.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для повышения нефтеотдачи пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин.
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов. .

Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного пласта при поддержании давления, согласно которому а) закачивают, по меньшей мере одним закачивающим устройством в контакте с подземным пластом, содержащим нефть, жидкость, содержащую смесь по меньшей мере: i) соленой водной среды, ii) смесь 2 цвиттер-ионных загущающих ПАВов или смесь 2 популяций этих ПАВов, имеющую бимодальный характер узких распределений групп R1, приведенных определений, в весовом содержании в интервале от 1 до 0,05 вес.%, предпочтительно от 0,5 до 0,1%, еще более предпочтительно от 0,4 до 0,15%, чтобы жидкость имела поверхностное натяжение на границе раздела воды и нефти, измеренное при температуре окружающей среды - 25°C, примерно 10 мН/м или меньше, и вязкость, измеренную при температуре 80°C и при градиенте сдвига 10 с-1, примерно 3 сПз или больше, отвечающих приведенным формулам; извлекают жидкость по меньшей мере одним средством добычи, находящимся в месте, отличном от того, где был введен полимер, причем указанная жидкость содержит нефть
Наверх