Способ обработки призабойной зоны пласта

Авторы патента:

Бикбулатов Ренат Рафаэльевич (RU)

Бабичев Игорь Николаевич (RU)

Ибрагимов Данил Абелхасимович (RU)

Ахмадуллин Роберт Рафаэлевич (RU)

Ибрагимов Наиль Габдулбариевич (RU)

Исмагилов Фанзат Завдатович (RU)

Салихов Илгиз Мисбахович (RU)

Аблямитов Руслан Фикретович (RU)

E21B43/27 - с использованием разъедающих веществ, например кислот

E21B43/22 - с применением химикалий или бактерий (E21B 43/27 имеет преимущество; добыча нефти из нефтеносных песков или сланцев - химическая часть C10G)

Владельцы патента RU 2513586:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны пласта разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений АСПО, кислотный реагент - водный раствор кислоты и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием. В качестве растворителя АСПО используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, в качестве продавочной жидкости - нефть. 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны пласта.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку растворителя и кислотного раствора (Авторское свидетельство СССР №1652520, опубл. 30.05.1991).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, сущность изобретения которого сводится к последовательной закачке в нефтяной пласт оторочки растворителя для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО) и кислотного раствора, содержащего плавиковую кислоту и/или соляную кислоту и реагент Катапин КИ-1, при соотношении объемов закачиваемых оторочек растворителя и кислотного раствора от 2:1 до 0,5:1 соответственно. В качестве растворителя используется растворитель или смесь растворителей, способных растворять АСПО конкретного месторождения. Кислотный раствор содержит фторсодержащую смесь и реагент КИ-1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%: фторсодержащая смесь 95-99,5, Катапин КИ-1 0,5-5. Фторсодержащая смесь содержит 2-8 мас.% фтористого водорода и 10-30 мас.% хлористого водорода. Повышается эффективность кислотных обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин (Патент РФ №2117150, опубл. 10.08.1998 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность очистки призабойной зоны, следствием чего является невысокая продуктивность скважины после обработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем последовательную закачку растворителя АСПО и водного раствора кислоты, согласно изобретению разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель, кислотный реагент и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием, при этом в качестве растворителя используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, а в качестве продавочной жидкости - нефть.

Сущность изобретения

В процессе эксплуатации скважины состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) неуклонно ухудшается. Важнейшим элементом в повышение эффективности эксплуатации скважины является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны и продуктивного пласта, в частности его фильтрационно-емкостных характеристик. Одним из причин снижения продуктивности нефтяных скважин, связанных со снижением нефтепроницаемости коллекторов является загрязнение призабойной зоны и самого пласта высокомолекулярными асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) нефти. Общим недостатком известных способов очистки ПЗП является невысокая эффективность очистки призабойной зоны, следствием чего является невысокая продуктивность скважины после обработки В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта. Задача решается следующим образом.

Проводят обработку призабойной зоны пласта. Разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации. Закачивают в разобщенное пространство растворитель, кислотный реагент и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа. Проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием. В качестве растворителя используют МИА-пром, в качестве кислотного реагента - ПАКС, а в качестве продавочной жидкости - нефть.

Растворитель МИА-пром представляет собой композиционную смесь предельных и ароматических углеводородов и активирующей присадки, соответствует ТУ 2458-011-27913102-2001. Представляет собой жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета без механических примесей, плотность не менее 750 кг/м³, с температурой начала кипения не ниже 33°C и температурой конца кипения не выше 300°C.

Кислотный состав ИТПС-РС - смесь ингибированной соляной кислоты и активных добавок, соответствует ТУ 2458-193-83459339-2009. Представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета, массовая доля хлористого водорода 10-15%, плотность 1,011-1,124 г/см³, температура застывания минус 20°C.

Поверхностно-активный кислотный состав ПАКС включает (мас.%) 22-25%-ный раствор соляной кислоты - 90, поверхностно-активное вещество типа МЛ-81Б, ФЛЭК-2, кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт - 3, деэмульгатор водорастворимый - 2, уксусная кислота не менее 80%-ной концентрации - 3. ПАКС выпускается в соответствии с ТУ 2458-156-00147588-2007 и представляет собой прозрачную жидкость от сетло-коричневого до темно-коричневого цвета, массовая доля хлористого водорода - 20-22%, межфазное натяжение на границе с нефтью не более 0,15 мН/м, температура застывания - минус 25°C.

Механизм действия растворителя основан на очистке порового пространства призабойной зоны и пласта от органических высокомолекулярных АСПО, что позволяет усилить кислотное воздействие с поверхностью породы и увеличить глубину проникновения кислотного состава в пласт.

За счет данного способа достигается транспортирование кислоты по трещинам вглубь пласта, что позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивает область дренирования скважины.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют обработку призабойной зоны пласта в нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Скважиной вскрыт Башкирский ярус на отметках 1108-1464 м.

На глубине 1240 м устанавливают пакер ПРО-ЯМО, на глубине 1170 м устанавливают пакер ПРО ШМС. Закачивают в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с максимально возможным расходом 3,5 л/с смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов соответственно 0,36:0,04:0,60 в объеме 7,0 м³ при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера.

Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 3,5 л/с ПАКС в объеме 30,0 м³ при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом продавочную жидкость (нефть) в объеме 6,64 м³ при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контроле герметичности пакера. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов. Осваивают скважину свабированием.

Дебит скважины по жидкости до обработки составлял 0,8 м³/сут, по нефти - 0,7 т/сут, обводненность - 5%, после обработки дебит скважины по жидкости составил 7 м³/сут, по нефти - 6,1 т/сут, обводненность - 5%. Увеличение дебита составило почти на порядок. В аналогичных условиях обработки по прототипу приводили к увеличению дебита не более чем в 2 раза.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 4 л/с смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов соответственно 0,34:0,03:0,63 в объеме 6,9 м³ при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера.

Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 4 л/с ПАКС в объеме 31,0 м³ при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом продавочную жидкость (нефть) в объеме 6,60 м³ при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контроле герметичности пакера. Проводят технологическую выдержку в течение 4 часов. Осваивают скважину свабированием.

Дебит скважины по жидкости до обработки составлял 0,8 м³/сут, по нефти - 0,7 т/сут, обводненность - 5%, после обработки дебит скважины по жидкости составил 7,1 м³/сут, по нефти - 6,2 т/сут, обводненность - 5%. Увеличение дебита составило почти на порядок. В аналогичных условиях обработки по прототипу приводили к увеличению дебита не более чем в 2 раза

Пример 3. Выполняют как пример 1. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 3 л/с смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов соответственно 0,38:0,05:0,57 в объеме 7,1 м³ при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера.

Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 3 л/с ПАКС в объеме 29,0 м³ при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом продавочную жидкость (нефть) в объеме 6,70 м³ при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контроле герметичности пакера. Проводят технологическую выдержку в течение 2,5 часов. Осваивают скважину свабированием.

Дебит скважины по жидкости до обработки составлял 0,8 м³/сут, по нефти - 0,7 т/сут, обводненность - 5%, после обработки дебит скважины по жидкости составил 7,0 м³/сут, по нефти - 6,0 т/сут, обводненность - 5%. Увеличение дебита составило почти на порядок. В аналогичных условиях обработки по прототипу приводили к увеличению дебита не более чем в 2 раза.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку растворителя асфальто-смолитых и парафиновых отложений АСПО и водного раствора кислоты, отличающийся тем, что разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель, кислотный реагент и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием, при этом в качестве растворителя используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, а в качестве продавочной жидкости - нефть.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта за счет предварительной очистки и промывки призабойной зоны скважины углеводородным растворителем с последующей обработкой раствором соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема, что при последующей разработке пласта позволит повысить продуктивность пласта, упрощение технологического процесса, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта // 2509883

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах.

Способ обработки подземных резервуаров // 2507387

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью.

Способ обработки призабойной зоны скважины // 2506422

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта.

Способ обработки призабойной зоны скважины // 2506421

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта.

Способ обработки пласта // 2506420

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Способ обработки пласта включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта.

Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте // 2502868

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте за счет образования глубоко проникающих каналов в призабойной зоне, предотвращение нейтрализации кислотного раствора на поверхности скважины с образованием каверн, исключение обводнения скважины.

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта // 2501943

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта может быть использован для повышения нефтеотдачи пласта. В способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, в качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой.

Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта // 2498060

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта.

Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины // 2496975

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.

Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину // 2513568

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины.

Способ обработки призабойной зоны скважины // 2512216

Замедленное разрушение структуры текучих сред для обработки скважин // 2509879

Изобретение относится к способам обработки подземной формации с использованием сшитых полимеров. Способ обработки подземной формации, пронизанной буровой скважиной, включает введение обрабатывающей текучей среды в буровую скважину, сшивание гидратируемого полимера для повышения вязкости обрабатывающей текучей среды по меньшей мере для части вводимой таковой и сверхсшивание сшитого полимера для замедленного разрушения структуры обрабатывающей текучей среды.

Сшивание галактоманнана в отсутствие металла // 2509207

Изобретение относится к способам и композициям полимеров для модифицирования вязкости нефтепромысловых сервисных текучих сред. Способ обработки подземного пласта флюидом включает получение флюида, содержащего сшивающий агент приведенной структурной формулы, который образуется в результате реакции 1,4-бензолдибороновой кислоты с 2-гидрокси-4-аминобензойной кислотой, и полисахарид или материал на основе целлюлозы, включающий окисленные функциональные группы, и введение флюида в ствол скважины, проходящей через пласт, и обеспечение контакта флюида с пластом.

Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений // 2508446

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных обводненных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Способ обработки подземных резервуаров // 2507387

Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп // 2507386

Изобретение относиться к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводнением трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Способ обработки призабойной зоны скважины // 2506422

Способ обработки призабойной зоны скважины // 2506421

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта.

Нефтепромысловый биоцид из перуксусной кислоты и способ его применения // 2506300

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде.

Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении // 2514866

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Композиция состоит из продукта реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что она не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Буровой раствор на нефтяной основе содержит указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности регулирования реологии в широком температурном диапазоне при горизонтальном бурении и для глубоководных участков. 8 н. и 39 з.п. ф-лы, 4 пр., 5 табл.