способ обработки и разглинизации призабойной зоны эксплуатационных скважин

Формула изобретения

Способ обработки и разглинизации призабойной зоны эксплуатационной скважины, включающий определение приемистости пласта и закачку при открытом затрубном пространстве в эксплуатационную скважину химических компонентов, отличающийся тем, что в эксплуатационную скважину нагнетается раствор нафтената натрия и пластовая или техническая вода в соотношении 1 часть нафтената натрия и 0,5-3 части воды из расчета 0,4-5 м³ смеси на 1 м мощности пласта и доводится до башмака, после чего затрубное пространство герметизируют, и весь состав продавливается в пласт, а затем эксплуатационную скважину оставляют в покое под давлением в течение 6-24 ч.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки и разглинизации призабойной зоны эксплуатационных скважин с целью повышения проницаемости пласта и увеличения дебитов нефти.

Известен способ обработки призабойных зон кислотными растворами в период эксплуатации скважин для снижения интенсивности соляно-кислотной коррозии скважинного оборудования в процессе прокачки кислоты за счет ингибирования соляной кислоты и создания защитных пленочных покрытий на поверхности труб, а также для снижения поверхностного натяжения кислотного раствора [1].

Сущность способа заключается в последовательной закачке в скважину дизельного топлива с ингибитором коррозии ГИПХ-3, представляющего собой хлоргидрат высших алифатических аминов C₁₂-C₁₈, получаемого из парафинов нефтяного происхождения, соляную кислоту с ингибирующей добавкой соляно-кислотной коррозии.

Известный способ продлевает срок службы скважинного оборудования, уменьшает в поровом пространстве пласта соединения железа, склонные к осаждению, что, вместе с повышением полноты охвата обработкой пласта и улучшением его последующей очистки, позволяет восстановить добывные возможности скважин. Однако он недостаточно повышает проницаемость пласта и обладает низкой эффективностью воздействия на глиносодержащие коллекторы и коллекторы, кольматированные глинистыми минералами.

Известен способ по обработке призабойной зоны скважины [2], сущность которого заключается в следующем. Скважину заполняют нефтью. Закачку раствора производят под давлением, близким к давлению опрессовки обсадной колонны скважины. Закачку производят порциями: в первой порции закачивают раствор кислоты большой концентрации и в малом объеме, во второй порции закачивают раствор кислоты малой концентрации и в большом объеме. Последнюю порцию проталкивают нефтью, проводят технологическую выдержку под давлением 7-10 суток для выравнивания проницаемости призабойной зоны скважины.

Предложенный способ позволяет повысить эффективность изоляции водопритоков и зон поглощения, а также увеличить проницаемость призабойной зоны скважины. Но он не может быть применен для реагентной разглинизации скважины из-за отсутствия диспергирования глинистых минералов и, как следствие, низкой растворяющей способности глинистых минералов кислотами.

Данный способ неудобен с точки зрения требований безопасности и охраны окружающей среды, вследствие применения активной кислоты в большом количестве.

Известна композиция для кислотной обработки призабойной зоны на нагнетательных и добывающих скважинах. Сущность данного изобретения заключается в закачке в нагнетательные и добывающие скважины композиции, состоящей из поверхностно-активного вещества нефтенола ВВД 0,5-5 мас.%, гидрофобизатора ИВВ-1 0,5-1,0 мас.% и соляной кислоты [3].

В известном изобретении достигается снижение скорости реагирования кислотного состава с породой, удаление из призабойной зоны пласта тампонирующих компонентов (окислов металла, рыхлосвязанной воды и водонефтяной эмульсии) и увеличение способности состава повышать приток нефти в добывающие скважины и приемистости добывающих и нагнетательных скважин.

Недостатками данного изобретения являются, как и в способе 2, работа с активной кислотой, а также при воздействии кислотой не предотвращается эффект набухания глин при взаимодействии их с пресными водами.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны скважины [4], который заключается в закачке в скважину кислоты в качестве деимульгирующей добавки в блок-сополимера окиси этилена и пропилена на основе пропиленгликоля с o-ал-килофосфита N-алкилоамония в соотношении 48:53 в количестве 0,010-0,013 мас.%.

Технический результат данного способа обеспечивает повышение эффективности обработок и последующее более быстрое и полное удаление отработанного состава. Но данный способ не может быть применен для реагентной разглинизации скважин, также он не увеличивает проницаемость пласта и не повышает дебиты нефти.

Известен способ реагентной разглинизации скважин [5], являющийся наиболее близким аналогом способа, предложенного авторами ниже. Способ включает формирование в зоне перфорации первой ванны водного раствора кислой соли щелочного металла, ее выдержку и удаление, формирование второй ванны водного раствора соляной кислоты, выдержку и ее удаление. В водный раствор соляной кислоты добавляют хлористый калий в концентрации 0,2-2 мас.%. Удаление первой ванны осуществляется ее вытеснением и замещением первоначальным объемом водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в процессе формирования второй ванны. Первоначальный объем водного раствора соляной кислоты с хлористым калием после выдержки вытесняют из зоны перфорации вверх закачкой продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости используют упомянутый водный раствор соляной кислоты с хлористым калием. Продавливают указанный раствор через зону перфорации в призабойную зону пласта и выдерживают. Удаление второй ванны осуществляют промывкой.

Использование данного изобретения повышает эффективность разглинизации эксплуатационных скважин и увеличивает их дебит, но не повышает проницаемость пласта. Кроме того, данный способ небезопасен в связи с применением соляной кислоты в больших объемах.

Все приведенные известные способы 1,2,3,4,5 достаточно трудоемки и требуют больших энергозатрат в связи с достаточно сложными технологическими операциями, а также больших расходов реагентов для их проведения. В связи с тем, что во всех этих способах применяются активные и летучие кислоты, проведение данных мероприятий усложняется в связи с требованиями безопасности и охраны природы.

Техническая задача заключается в проведении технологических мероприятий по обработке призабойной зоны скважины и ее разглинизации с целью повышения проницаемости пласта и увеличения дебитов нефти с оптимальными энергозатратами доступных и дешевых реагентов, с соблюдениями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, а также правилами и нормами безопасности труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах.

Способ обработки и разглинизации призабойной зоны эксплуатационной скважины, включающий определение приемистости пласта и закачку при открытом затрубном пространстве в эксплуатационную скважину химических компонентов состоит в том, что в эксплуатационную скважину нагнетается раствор нафтената натрия и пластовая или техническая вода в соотношении 1 часть нафтената натрия и 0,5-3 части воды из расчета 0,4-5 м³ смеси на 1 м мощности пласта и доводится до башмака, после чего затрубное пространство герметизируют, и весь состав продавливается в пласт, а затем эксплуатационную скважину оставляют в покое под давлением в течение 6-24 часов.

Пример 1. Технологический процесс по обработке призабойной зоны скважины.

На эксплуатационной скважине силами НГДП провели подготовительные работы по обеспечению техники безопасности и охране окружающей среды, а также подготовили твердую площадку, на которой расположили технику и оборудование. Рабочий персонал прошел инструктаж по технике безопасности, охране труда и экологии в установленном порядке. Произвели обвязку устья скважины по стандартной технологии, систему спрессовали давлением 15-20 МПа. Затрубное пространство скважины загерметизировали. Обеспечили наличие нафтената натрия и емкостей для него, подготовили насосные агрегаты. Определили приемистость пласта закачкой технической воды. При наличии приемистости в пределах давлений, позволяющих проведение технологического процесса (P_max 0,8P_{разрыва пласта}) приступили к его осуществлению. С помощью НКТ в эксплуатационную скважину закачали одну часть нафтената натрия и две части технической воды из расчета 0,5-2 м³ смеси на 1 м мощности пласта и довели раствор до башмака. После проведения технологического мероприятия эксплуатационную скважину выдержали в течение 12 часов, после чего ввели ее в эксплуатацию. После введения скважины в эксплуатацию дебит нефти увеличился в 2-5 раз по сравнению с показаниями до проведения обработки призабойной зоны данной скважины.

Пример 2. Технологический процесс по разглинизации призабойной зоны скважины.

На эксплуатационной скважине силами НГДП провели подготовительные работы по примеру 1. С помощью НКТ в эксплуатационную скважину закачали одну часть нафтената натрия и одну часть воды из расчета 1-3 м³ смеси на 1 м мощности пласта и довели раствор до башмака. После проведения технологического мероприятия эксплуатационную скважину выдержали в течение 6 часов, после чего произвели плавный запуск ее в эксплуатацию. После проведения мероприятий по разглинизации призабойной зоны скважины дебит нефти увеличился в 2 раза по сравнению с показаниями до проведения мероприятий.

Источники информации

1. Патент РФ "Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта", RU 2077666 C1 6 E 21 В 43/27, Петров Н.А., Есипенко А.И., Сафин С.Г., 23 июня 1997 г.

2. Патент РФ "Способ обработки призабойной зоны скважины", RU 2095560 C1 6 E 21 В 43/27, Лузянин Г.С., Тымошев Д.Н., Никонов Н.П., Просвирнов Ю.Н., Васьков А. С. , Тарасов В.В., Швецова З.С., Просвирин А.А., Ахапкин М.Ю., Кручик Л.У., 30 января 1998 г.

3. Патент РФ "Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин", RU 2109937 C1 6 E 21 В 43/27, АОЗТ "Химеко-Ганг", 10 сентября 1998 г.

4. Патент РФ "Способ кислотной обработки призабойной зоны скважин", RU 2143063 Cl 6 E 21 В 43/27, Гарифуллин Ш.С., Сафонов Е.Н., Пензин Ю.Г., Асмоловский B.C., Назмиев И.М., Гарифуллин А.Ш., 24 декабря 1999 г.

5. Патент РФ "Способ реагентной разглинизации скважин", RU 2120546 C1 6 E 21 В 43/27, Боксерман А.А., Капырин Ю.В., Полищук А.М., 28 января 1999 г.