Способ обработки призабойной зоны пласта



Способ обработки призабойной зоны пласта
Способ обработки призабойной зоны пласта
Способ обработки призабойной зоны пласта
Способ обработки призабойной зоны пласта

 


Владельцы патента RU 2566344:

Государственное автономное научное учреждение "Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан" (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Благодаров-Ойл" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года. В способе обработки призабойной зоны пласта порядок закачки композиций реагентов выдерживают следующий: первая оторочка алюмосодержащей жидкости, разведенной в воде при соотношении объемов 1:4; пресная вода; раствор гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила; пресная вода; вторая оторочка алюмосодержащей жидкости; соляная кислота или алюмосодержащая жидкость, разведенная в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6. В качестве алюмосодержащей жидкости используют раствор хлористого алюминия - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов или отход кумыльного производства, дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество АФ9-12 и ингибитор кислотный универсальный ИКУ-1. В качестве гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила используется водо-полимерная композиция, дополнительно содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество, например, АФ9-12, имеющая низкую температуру застывания от минус 25°C до минус 35°C и образующая большее количество тампонирующего материала в трещинно-поровом пространстве пласта. После закачивания первой оторочки алюмосодержащей жидкости делают перерыв и оставляют скважину в покое на 48-72 часа для гелеобразования. 3 з.п. ф-лы, 6 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений, к способам изоляции водопритока, а именно к осадкогелеобразующим технологиям с использованием полимера акрилового ряда и разъедающих веществ.

Изобретение может быть использовано при проведении работ по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляции водопритока, интенсификации добычи нефти и газа. Обеспечивает более полное выравнивание профиля притока в добывающей скважине или профиля приемистости в нагнетательной скважине. В отличие от известных способов может использоваться круглогодично, независимо от сезона года.

Известен способ обработки призабойной зоны обводненного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт водоизолирующей эмульсии и кислотного раствора [А.С. СССР №1696683, МКИ E21B 43/27, опубл. 07.12.1991]. Известное изобретение имеет недостатки: не осуществляется полная закупорка обводненных каналов пласта и сложная технология, что приводит к его низкой эффективности.

Известен способ изоляции притока вод в скважину, включающий закачку раствора полиакриламида (ПАА) 0,001-0,05% мас. а затем глинистой суспензии 1,02-1,08 г/см3 [А.С. СССР №933963, кл. E21B 43/32, 1982].

Недостатками указанного способа являются: низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещиновато-пористым коллектором (из практики известно, что применение растворов полиакриламида с концентрацией до 0,5% не приводит к кольматации поровых каналов высокопроницаемой среды), кроме того при взаимодействии водного раствора ПАА и глинистой суспензии на водной основе происходит быстрое высаждение глины вблизи забоя нагнетательной скважины, в высокоминерализованных пластовых водах объем тампонирующей массы заметно снижается; способ работает только на недолговременную блокировку высокопроницаемых интервалов и трещин, отсутствует доотмыв нефти в промытых зонах.

Известные способы разработки нефтяных месторождений, основанные на закачке гелеобразующих составов на основе полимеров акрилового ряда в виде водных растворов не позволяют использовать полимеры с концентрацией более 1% при пониженных температурах, так как из-за высокой вязкости затруднена их закачка в пласт. Кроме того, при отрицательных температурах водные растворы полимеров теряют текучесть и прокачиваемость.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку в промытые водой высокопроницаемые зоны нефтяного пласта водной оторочки, содержащей алюмохлорид отход процесса алкилирования бензола олефинами с целью образования в них осадка с последующей закачкой вытесняющего агента [А.С. СССР №1627677, кл. E21B 43/22, опубл. 15.12.1991]. Данному способу присущи следующие недостатки: низкая эффективность в неоднородных пластах; сложность технологии закачки.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату решением является способ, включающий насыщение высокообводненных каналов алюмосодержащей жидкостью, последовательную закачку буферного слоя пресной воды, гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила, снова пресной воды и кислоты [РФ патент №2171371 МКИ 21 В 43/27, 43/22, опубл. 27.07.2001] (прототип).

Указанный прототип и все известные способы, основанные на закачке составов на основе полимеров акрилового ряда, осуществляются только в теплое время года, что является существенным недостатком, ограничивющим применение этих способов и увеличивающим простои скважин. В целом технологичность процесса осуществления известного способа недостаточная для простого исполнения на скважинах, а объем образующегося геля и осадка недостаточен для полного блокирования водопроводящих каналов. Перечисленные недостатки уменьшают эффективность обработки призабойной зоны пласта.

Целью изобретения является повышение эффективности способа воздействия на призабойную зону алюмосодержащей жидкостью и осадкогелеобразующей композицией на основе полимера акрилового ряда путем обеспечения более полного блокирования водопроводящих каналов и более полного выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине или профиля притока в добывающей скважине и, в отличие от известных способов, за счет всесезонного использования в течение года, независимо от температуры.

Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем закачку алюмосодержащей жидкости, буферных слоев пресной воды, гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила и кислоты, порядок закачки композиций реагентов выдерживают следующий: первая оторочка алюмосодержащей жидкости разведенной в воде при соотношении 1:4; пресная вода; раствор гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила; пресная вода; вторая оторочка алюмосодержащей жидкости; кислота; при этом в качестве алюмосодержащей жидкости используют раствор хлористого алюминия - отход химического производства, например, отход катализаторного производства при получении алкилбензолов, дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, неионогенное поверхностно-активное вещество и ингибитор; в качестве гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила используется водополимерная композиция, содержащая дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество, имеющая низкую температуру застывания от минус 25°C до минус 35°C и образующая большее количество тампонирующего материала в трещинно-поровом пространстве пласта, а в качестве кислоты используют указанную алюмосодержащую жидкость, содержащую полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор, разведенную в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6. Причем после закачивания первой оторочки алюмосодержащей жидкости делают перерыв и оставляют скважину в покое на 60-72 часа для гелеобразования. Закачка кислоты (или вместо кислоты алюмосодержащей жидкости, содержащей полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор, разведенной в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6) может быть произведена двумя частями, между которыми закачивается растворитель, например, метанол или ацетон, или другой углеводородный растворитель.

Механизм осадко- и гелеобразования в предлагаемом способе с использованием раствора хлорида алюминия с добавками полигликолей, карбамида, поверхностно-активного вещества и ингибитора, на основе гидролизованного полиакрилонитрила заключается в следующем. При закачке в карбонатный пласт разбавленного водой раствора хлорида алюминия с указанными добавками происходит реакция с карбонатами и поверхность порово-трещинного пространства покрывается гелем, при этом в растворе остается достаточное количество соляной кислоты, а наличие поверхностно-активного вещества увеличивает сцепления геля с поверхностью породы. Далее при закачивании полимерного раствора и последующей закачке раствора хлорида алюминия с указанными добавками, в результате взаимодействия макромолекул полимера непосредственно в призабойной зоне пласта с катионами алюминия, образуется объемный гелеобразный осадок, полимеризация которого ускоряется в присутствии соляной кислоты (кислота получается при гидролизе хлорида алюминия в воде). В предлагаемом способе количество образующегося тампонирующего материала возрастает за счет присутствия в полимерной композиции дополнительного количества щелочи и за счет карбамида. В присутствии хлорида алюминия конформационная структура полимерных молекул резко меняется: молекулы полимера стремятся распрямиться, что сильно облегчает доступ щелочного агента к его функциональным группам и значительно ускоряет процесс гелеобразования, кроме того, развернутая структура полимера обеспечивает повышенное структурообразующее действие реагента.

Склонность оксиэтильного звена полигликолей вступать в гидрофобные взаимодействия [Клименко Н.А., Гридил И.И. и др. Адсорбция неионогенных ПАВ из водных растворов на пористых метакрилатных адсорбентах \\ Коллоидн. ж., 1991, т. 53, №4, с. 748-752] способствует возникновению поверхностной пленки. При контакте углеводородов (УВ) с гидрофобными фрагментами этой пленки на первоначально гидрофильной поверхности возникает интенсивное гидрофобное взаимодействие, приводящее к усилению структурно-механических свойств пластовых флюидов и снижению проницаемости пористой среды для водной фазы [Андресон Б.А., Гилязов P.M. Буровые растворы на полигликолевой основе для бурения и заканчивания скважин. - Уфа: Изд. УГНТУ, 2001. - 88 с.]. Этот эффект при применении в составе полигликолей позволяет, дополнительно уменьшить фазовую проницаемость для воды.

При использовании водо-полимерной композиции с добавлением неионогенного ПАВ достигается лучшее тампонирующее действие, использование способа не ограничивается теплым временем года, тем самым повышается его технологичность и эффективность. Закачивание после концентрированного раствора алюмохлорида с указанными добавками разбавленного в соотношении 1:4 или 1:5, или 1:6 того же раствора алюмохлорида позволяет воздействовать на непрореагировавшие целики полимерного раствора и при этом оказывается кислотное (разъедающее) воздействие на слабопроницаемые и непромытые водой участки пласта, что увеличивает их проницаемость. При значительной глубине обработки и закачивании больших объемов кислоты ее можно разделить на две части, между которыми закачивать растворитель (метанол, ацетон, другой углеводородный растворитель), который будет очищать стенки пор от АСПО и повышать эффективность кислотного воздействия при одновременном увеличении глубины воздействия или сохранении глубины с уменьшением количества используемой кислоты. Все это приводит к увеличению охвата воздействием при снижении проницаемости промытых водой высокопроницаемых пропластков и направлению фильтрационных потоков в более нефтенасыщенные и менее проницаемые интервалы продуктивного пласта.

Составы, содержащие хлористый алюминий, используются в нефте- и газодобывающей промышленности с целью повышения отдачи карбонатных коллекторов за счет увеличения охвата пласта кислотным воздействием и путем селективной изоляции высокопроницаеммых пластов и пропластков [патент РФ №1633875 МКИ 21 В 43/22, опубл. 30.10.1994; патент РФ №1804548 МКИ 21 В 33/13, опубл. 23.03.1993; патент РФ №2106486 МКИ 21 В 43/27, опубл. 10.03.1998; патент РФ №2042031 МКИ 21 В 43/22, 33/138, опубл. 20.08.1995].

По физико-химическим свойствам раствор хлористого алюминия - отход химического производства (отход катализаторного производства при получении алкилбензолов или отход кумыльного производства), дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество АФ9-12 и ингибитор ИКУ-1 (табл. 1) соответствует нормам, приведенным в таблице 2.

Водо-полимерная композиция (табл. 3) выпускается в жидком виде и представляет собой маловязкий водорастворимый полимер акрилового ряда, она соответствует показателям качества, приведенным в таблице 4.

Было выполнено определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз керосина и растворов с 10% масс. содержания гидролизованного полиакрилонитрила (отходов волокна или тканей полиакрилонитрила или иного полиакрилонитрильного сырья) с добавкой неионогенного ПАВ. В качестве неионогенного ПАВ был испытан неонол АФ9-12, который совместим с раствором гидролизованного полиакрилонитрила и высоко минерализованными пластовыми водами.

Опытным путем установлено, что поверхностное натяжение исходного раствора гидролизованного полиакрилонитрила составляет 19,7 мН/м; при содержании неонол а АФ9-12 0,1% достигается снижение поверхностного натяжения, до величины 3,2 мН/м; а при концентрации 0,5% величина поверхностного натяжения составила 1,9 мН/м. Учитывая полученные результаты, можно сказать, что предлагаемая полимерная композиция с добавкой неионогенного ПАВ имеет на порядок большую поверхностную активность по сравнению с известной, что способствует повышению эффективности обработки.

Пример 1. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 10 м, кровля пласта находится на глубине 2150 м. Пористость пласта m=0,25. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2160 м. Пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 78°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 250 м3/сут при 13 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 85 м3.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000)б объемом 84 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия по составу табл. 1 в объеме 17 м3 и вода в объеме 68 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 10 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 60 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 17 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.

Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 34 м3 и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 60 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия по составу табл. 1 в объеме 12 м3 и воду в объеме 48 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 12 МПа.

Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 36 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.

Пример 2. Для обработки выбрана газовая скважина со следующими характеристиками:

1. Эксплуатационная колонна 168,3 мм спущена до глубины 3089 м.

2. Интервалы перфорации: 2972-3034 м, 3040-3048 м.

3. Искусственный забой: 3072 м.

4. Пластовое давление 26 МПа.

5. Пластовая температура 92°С.

6. Спущены НКТ 73 мм до глубины 3048 м.

7. Водогазовый фактор 432 см33.

8. Приемистость пласта равна 497 м3/сут при 15 МПа.

9. Объем высокопроницаемого норового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 160 м3.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85), объемом 160 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия по составу табл.1 в объеме 32 м3 и воду в объеме 128 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10,2 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пластов), при давлении 13 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 72 часа, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 32 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.

Для второй порции рабочего раствора взяли 64 м3 товарной формы (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10,2 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пластов), при давлении 12,5 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85), объемом 80 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме 16 м3 и воду в объеме 64 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 40 м3 приготовленного раствора хлористого алюминия, 20 м3 метанола, 40 м3 приготовленного раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 10,2 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11,3 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀10÷14 мм в течение 36 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. После выхода скважины на режим во до газовый фактор составил 14 см33.

Пример 3. Для обработки выбрана нагнетательная скважина со следующими характеристиками:

1. Эксплуатационная колонна 168,3 мм спущена до глубины 3127 м.

2. Интервалы перфорации: 2992-3023 м, 3028-3052 м.

3. Искусственный забой: 3111 м.

4. Пластовое давление 27,5 МПа.

5. Пластовая температура 92°C.

6. Спущены НКТ 73 мм до глубины 2971 м.

7. Приемистость пласта равна 734 м3/сут при 17 МПа.

8. Объем высокопроницаемого норового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 140 м3 и приходится на интервал перфорации 3028-3052 м, который принимает 80% объема закачки.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 140 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Самараоргсинтез» ТУ 38.302-15-01-93 - отход кумыльного производства) по составу табл. 1 в объеме 28 м3 и воду в объеме 112 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10 м3 (объем НКТ+объем эксплуатационной колонны напротив интервала пластов), при давлении 13 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 60 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. Приготовили рабочий раствор на основе полимерной композиции (табл. 3) разведением ее пресной водой в соотношении 1:4 (при этом содержание в растворе гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила, составило 2-4%, неонола АФ9-12 составило 0,1%). При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 40 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 6 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и 24 м3 пресной воды. Закачали приготовленный водо-полимерный раствор по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.

Для второй порции рабочего раствора взяли 56 м3 товарной формы (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Самараоргсинтез» ТУ 38.302-15-01-93 - отход кумыльного производства) по табл. 1, закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пластов), при давлении 13 МПа.

Приготовили 15%-ый раствор соляной кислоты объемом 50 м3 (ингибированная 23%-ная соляная кислота в объеме 32,6 м3 и пресная вода в объеме 17,4 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 40 м3 приготовленного раствора соляной кислоты, 20 м3 нефраса, 30 м3 приготовленного раствора соляной кислоты и продавили в пласт водой в объеме 10 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11,3 МПа.

Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на излив в факельный амбар в течение 12 часов. Далее скважину пустили под закачку рабочего агента. После выхода скважины на режим исследованиями установлено, что профиль приемистости выровнялся и интервал перфорации 3028-3052 м принимает 36% объема закачки.

Пример 4. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 10 м, кровля пласта находится на глубине 2100 м. Пористость пласта m=0,23. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2110 м. Пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 78°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 270 м3/сут при 13,5 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 90 м3.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 90 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме 18 м3 и воду в объеме 72 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 68 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 18 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.

Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 36 м3 и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 66 м3 (для соотношения 1:5 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме Ими воду в объеме 55 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 36 м3 раствора хлористого алюминия, 20 м3 ацетона, 30 м3 раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 12 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 48 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.

Пример 5. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 9,8 м, кровля пласта находится на глубине 2160 м. Пористость пласта m=0,25. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2170 м. Пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 78°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 255 м3/сут при 13,0 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 84 м3.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85), объемом 84 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме 17 м3 и воду в объеме 68 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 10 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 60 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 17 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м3.

Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 34 м3 и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85) объемом 60 м3 (для соотношения 1:5 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл. 1 в объеме 10 м3 и воду в объеме 50 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину приготовленную порцию раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 12 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 36 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.

Пример 6. Для обработки выбрана добывающая газовая скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 29,0 м, кровля пласта находится на глубине 3930 м. Пористость пласта m=0,2. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 177,8 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 89 мм до глубины 3940 м. Пластовое давление 39,5 МПа, пластовая температура 98°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 265 м3/сут при 13,0 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 154 м3.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000) объемом 154 м3 (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл. 1 в объеме 30 м3 и воду в объеме 124 м3). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 17,5 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 17 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 56 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2,5 м3. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 31 м3 водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2,5 м3.

Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 62 м3 и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 17,5 м3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 19 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 108 м3 (для соотношения 1:6 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл. 1 в объеме 18 м3 и воду в объеме 90 м3). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 60 м3 раствора хлористого алюминия, 40 м3 метанола, 48 м3 раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 17,5 м 3 (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 20 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором ТГА 20/251 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 56 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.

Способ успешно опробован на высокообводненных скважинах в зимний период, при температуре минус 20÷25°C, и показал положительные результаты, его применение позволило получить экономию, которая возникла за счет снижения себестоимости работ; использования дешевых реагентов; получения дополнительной добычи нефти и уменьшения отбора попутной воды.

Способ рекомендуется для обработки призабойной зоны пласта в скважинах, разрабатывающих трещиновато-пористые коллектора, имеющих высокую обводненность продукции и высокую поглотительную способность.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку алюмосодержащей жидкости, буферов из пресной воды, гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила и кислоты, отличающийся тем, что порядок закачки композиций реагентов выдерживают следующий: первая оторочка алюмосодержащей жидкости, разведенной в воде при соотношении объемов 1:4; пресная вода; раствор гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила; пресная вода; вторая оторочка алюмосодержащей жидкости; соляная кислота или алюмосодержащая жидкость, разведенная в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6; при этом в качестве алюмосодержащей жидкости используют раствор хлористого алюминия - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов или отход кумыльного производства, дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество АФ9-12 и ингибитор кислотный универсальный ИКУ-1 при следующем соотношении, мас. %:

18-23%-ный водный раствор AlCl3, отход химического производства 75-80
полигликоли 8-10
карбамид 8-10
поверхностно-активное вещество АФ9-12+ингибитор кислотный универсальный ИКУ-1 2-5,

в качестве гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила используется водо-полимерная композиция, дополнительно содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество, например АФ9-12, имеющая низкую температуру застывания от минус 25°C до минус 35°C и образующая большее количество тампонирующего материала в трещинно-поровом пространстве пласта, содержащая компоненты в следующих соотношениях, мас. %:
гидролизованный полиакрилонитрил, отходы волокна или тканей полиакрилонитрила или иного
полиакрилонитрильного сырья 10-20
неионогенное поверхностно-активное вещество АФ9-12 0,1-0,5
едкий натр 20-40
вода остальное,

причем после закачивания первой оторочки алюмосодержащей жидкости делают перерыв и оставляют скважину в покое на 48-72 часа для гелеобразования.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после второй оторочки закачивают указанную алюмосодержащую жидкость - отход химического производства, например отход катализаторного производства при получении алкилбензолов или кумыльного производства, дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, неионогенное поверхностно-активное вещество АФ9-12 и ингибитор кислотный универсальный ИКУ-1, разведенную в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6.

3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что соляная кислота или указанная алюмосодержащая жидкость, разведенная в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6, закачивается двумя частями, между которыми проводится закачка растворителя.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют метанол или ацетон, или другой углеводородный растворитель.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием обсадной колонны, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам обработки призабойной зоны скважин. Технический результат - увеличение эффективности обработки за счет создания структурированного адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ в пласте.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных нефтяных пластов с естественной трещиноватостью горизонтальными скважинами с применением большеобъемной кислотной обработки при наличии вблизи горизонтальных стволов водонасыщенных пропластков.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента.
Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу добычи высоковязкой нефти. Технический результат - увеличение дебета скважины по добыче высоковязкой нефти за счет снижения кинематической вязкости добываемой нефти, увеличение межремонтного интервала насосного оборудования за счет снижения тяжести режима работы, снижение энергопотребления при добыче высоковязкой нефти.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25.

Изобретение относится к способу обработки угля и получению из него полезных продуктов. Способ обработки угля, содержащего углеродсодержащие соединения природного происхождения, включает стадии: введение в контакт угля с одним или более сложным эфиром уксусной кислоты, выбранным из группы, состоящей из метилацетата, этилацетата, пропилацетата, изопропилацетата, н-бутилацетата, изобутилацетата, амилацетата, изоамилацетата, гексилацетата, гептилацетата, октилацетата, нонилацетата, децилацетата, ундецилацетата, лаурилацетата, тридецилацетата, миристилацетата, пентадецилацетата, цетилацетата, гептадецилацетата, стеарилацетата, бегенилацетата, гексакозилацетата и триаконтилацетата, осуществляя таким образом солюбилизацию, по меньшей мере, части углеродсодержащих соединений в угле посредством превращения углеродсодержащих соединений в соединения, которые растворяются в воде, за счет разрыва химических связей углеродсодержащих соединений в угле и/или реагирования с углеродсодержащими соединениями в угле.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно - технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.
Наверх