ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК В РФ
НОВЫЕ ПАТЕНТЫ, ЗАЯВКИ НА ПАТЕНТ
БИБЛИОТЕКА ПАТЕНТОВ НА ИЗОБРЕТЕНИЯ

способ обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом

Классы МПК:E21B43/27 с использованием разъедающих веществ, например кислот 
E21B43/22 с применением химикалий или бактерий
C09K8/74 комбинированные с добавками для особых целей
Автор(ы):, , ,
Патентообладатель(и):Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2013-07-10
публикация патента:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта спускают гибкую трубу колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую, масс. %: нефть 75-85, 18-20%-ный раствор соляной кислоты 3-4, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван 0,5-1,5, вода остальное, продавливают эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов, после чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ), в частности трещиновато-поровых терригенных отложений с близкорасположенным газоводяным контактом (ГВК).

Коллекторы газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири относятся к низкопроницаемым терригенным отложениям, сцементированным глинистым цементом с содержанием до 10%. Из опыта применения кислотных обработок известно, что в коллекторах с процентным отношением карбонатных отложений выше 20% наиболее эффективна солянокислотная обработка, а при меньшем процентном отношении и для удаления соединений кальция необходима комплексная обработка: солянокислотная обработка в сочетании с глинокислотной обработкой. В то же время известно, что в пластах с близкорасположенным ГВК обработка призабойной зоны практически не проводится из-за возможного разрушения увлажняемых горных пород призабойной зоны пласта (ПЗП) и связанным с этим более ранним поступлением подошвенных вод в пласт.

Известны способы ОПЗ низкопроницаемого терригенного пласта, включающие закачивание различных кислотных составов в ПЗП [патенты РФ № 2242604, № 2247833, № 2278967].

Недостатком всех этих способов является низкая эффективность ОПЗ, особенно при сильно закольматированной и обводняющейся ПЗП.

Известен способ ОПЗ низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в ПЗП [патент РФ № 2451175].

Недостатком этого способа является недостаточная эффективность ОПЗ пласта, особенно при сильно закольматированной и обводняющейся ПЗП, осложненной наличием трещин и пор при аномально низком пластовом давлении (АНПД).

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности ОПЗ трещиновато-порового терригенного пласта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения ПЗП.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при обработке призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта спускают гибкую трубу колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 75-85 масс.%, 18-20%-ный раствор соляной кислоты - 3-4 масс.%, неиногенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 0,5-1,5 масс.%, вода остальное, продавливают эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов, после чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.

Способ реализуется следующим образом.

В незаглушенную скважину, находящуюся в эксплуатации под давлением, до кровли обрабатываемого пласта с близкорасположенным ГВК спускают гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала для осушения ПЗП, которая из-за близости подошвенных вод и движения из пласта влажного газа увлажняется, и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 75-85 масс.%, 18-20%-ный раствор соляной кислоты - 3-4 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 0,5-1,5 масс.%, вода остальное. Эмульсию продавливают в пласт 1 на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, который, растворяясь в жидкости, одновременно аэрирует, то есть газирует, эмульсию. Газирование эмульсии осуществляется при ее смешивании с инертным газом - азотом - на эжекторе в процессе закачивания в скважину. При закачивании эмульсии в скважину происходит гидрофобизация обрабатываемого пласта, повышается его водоотталкивающая способность за счет смачиваемости трещин и пор пласта нефтяной составляющей кислотного состава. Проникновению эмульсии в трещины и поры способствует наличие в составе эмульсии пузырьков инертного газа, взаимодействующих с поверхностно-активным веществом - дисолваном, входящим в состав кислотного раствора. Оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов. Незначительное количество воды в эмульсии не приводит к разрушению призабойной зоны, тем самым не возникают пути продвижения подошвенных вод при подъеме ГВК в процессе разработки месторождения. После этого вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел. Затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.

Предварительное закачивание в пласт метанола позволяет осушить ПЗП, которая из-за близости подошвенных вод и движения из пласта в процессе разработки месторождения сырого газа увлажняется. Осуществление предварительной осушки ПЗП позволяет повысить эффективность последующего воздействия на пласт закачиваемой эмульсии.

Наличие в составе эмульсии достаточно большого объема нефти создает условия гидрофобизации, препятствующие поступлению пластовой воды в ПЗП и в добываемую продукцию скважины.

Отсутствие в составе эмульсии большого количества воды, как это наблюдается в прямой углеводородной эмульсии, предотвращает разрушение увлажняемых пород ПЗП, известно, что именно вода является интенсифицирующим фактором разрушения горных пород.

Наличие ПАВ - дисолвана - в составе эмульсии в сочетании с инертным газом - азотом - обеспечивает ее глубокое проникновение в ПЗП и достаточно большое обволакивание частиц породы ПЗП, увеличивая водоотталкивающую способность породы.

Наличие в составе эмульсии инертного газа (аэрация до 5% от объема) позволяет ей глубоко проникать в узкие трещины и поры, имеющиеся в горной породе ПЗП.

Примеры реализации заявляемого изобретения.

Пример 1

В незаглушенную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм до кровли обрабатываемого пласта толщиной 40 м с ГВК, расположенным на 20 м ниже подошвы продуктивного пласта, спустили ГТ диаметром 42 мм. Через нее последовательно закачали метанол в объеме 80 м3, что соответствовало 2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 80 м 3, что соответствовало 3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 85 масс.%, 18%-ный раствор соляной кислоты - 3 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 0,5 масс.%, вода остальное. Эмульсию продавили в пласт на глубину закольматированной зоны, равную 165 мм, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, инертным газом - азотом. Оставили эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами, равный 4 часам. После этого вызвали приток газа из пласта и вместе с газом удалили отходы реакции на факел. Затем скважину вывели на проектный режим и пустили в эксплуатацию.

Пример 2

В незаглушенную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм до кровли обрабатываемого пласта толщиной 20 м с ГВК, расположенным на 15 м ниже подошвы продуктивного пласта, спустили ГТ диаметром 38 мм. Через нее последовательно закачали метанол в объеме 60 м3, что соответствовало 1,5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 50 м3, что соответствовало 2,5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 80 масс.%, 19%-ный раствор соляной кислоты - 3,5 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 1,0 масс.%, вода остальное. Эмульсию продавили в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, равную 126 мм, инертным газом - азотом. Оставили эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами, равный 3 часам. После этого вызвали приток газа из пласта и вместе с газом удалили отходы реакции на факел. Затем скважину вывели на проектный режим и пустили в эксплуатацию.

Пример 3

В незаглушенную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм до кровли обрабатываемого пласта толщиной 10 м с ГВК, расположенным на 5 м ниже подошвы продуктивного пласта, спустили ГТ диаметром 33 мм. Через нее последовательно закачали метанол в объеме 10 м3, что соответствовало 1 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 20 м3, что соответствовало 2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 75 масс.%, 20%-ный раствор соляной кислоты - 4 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 1,5 масс.%, вода остальное. Эмульсию продавили в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, равную 110 мм, инертным газом - азотом. Оставили эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами, равный 2 часам. После этого вызвали приток газа из пласта и вместе с газом удалили отходы реакции на факел. Затем скважину вывели на проектный режим и пустили в эксплуатацию.

Заявляемое техническое решение позволяет более эффективно проводить ОПЗ трещиновато-порового терригенного пласта, а использование для доставки эмульсии в обрабатываемый пласт ГТ колтюбинговой установки позволяет существенно снизить затраты на ремонт скважины за счет исключения операции по глушению скважины и сокращения продолжительности спускоподъемных операций. Кроме того, использование углеводородной составляющей эмульсии снижает экологическое загрязнение окружающей территории.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом, при котором в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта спускают гибкую трубу колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть - 75-85 масс.%, 18-20%-ный раствор соляной кислоты - 3-4 масс.%, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван - 0,5-1,5 масс.%, вода остальное, продавливают эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов, после чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.


Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2531983

patent-2531983.pdf
Патентный поиск по классам МПК-8:

Класс E21B43/27 с использованием разъедающих веществ, например кислот 

Патенты РФ в классе E21B43/27:
способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления -  патент 2528803 (20.09.2014)
способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины -  патент 2527434 (27.08.2014)
способ освоения нефтяных и газовых скважин -  патент 2527419 (27.08.2014)
способ обработки призабойной зоны добывающей скважины -  патент 2527085 (27.08.2014)
способ разработки нефтяного месторождения -  патент 2526922 (27.08.2014)
устройство для кислотного гидроразрыва пласта -  патент 2526058 (20.08.2014)
способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины -  патент 2520989 (27.06.2014)
способ обработки призабойной зоны скважины -  патент 2520221 (20.06.2014)
способ обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины -  патент 2519139 (10.06.2014)
способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин -  патент 2517250 (27.05.2014)

Класс E21B43/22 с применением химикалий или бактерий

Патенты РФ в классе E21B43/22:
способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах -  патент 2528805 (20.09.2014)
водные пенообразующие композиции с совместимостью с углеводородами -  патент 2528801 (20.09.2014)
способ снижения вязкости углеводородов -  патент 2528344 (10.09.2014)
применение алк (ен) ил олигогликозидов в процессах с повышенным извлечением нефти -  патент 2528326 (10.09.2014)
усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта -  патент 2528186 (10.09.2014)
способ разработки нефтяной залежи -  патент 2528183 (10.09.2014)
способ освоения нефтяных и газовых скважин -  патент 2527419 (27.08.2014)
жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения -  патент 2527102 (27.08.2014)
состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта -  патент 2526943 (27.08.2014)
способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин -  патент 2525413 (10.08.2014)

Класс C09K8/74 комбинированные с добавками для особых целей

Патенты РФ в классе C09K8/74:
состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) -  патент 2529351 (27.09.2014)
способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления -  патент 2528803 (20.09.2014)
способ освоения нефтяных и газовых скважин -  патент 2527419 (27.08.2014)
кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта -  патент 2525399 (10.08.2014)
состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта -  патент 2523276 (20.07.2014)
кислотный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта -  патент 2495075 (10.10.2013)
способ обработки призабойной зоны пласта -  патент 2494245 (27.09.2013)
способ обработки призабойной зоны пласта -  патент 2494244 (27.09.2013)
поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов -  патент 2494136 (27.09.2013)
кислотный водный раствор, содержащий хелатирующий агент, и его применение -  патент 2476475 (27.02.2013)




Наверх