способ обработки скважин

Формула изобретения

Способ обработки скважин путем закачки реагента-понизителя набухания глин, отличающийся тем, что в качестве реагента-понизителя набухания глин закачивают водный раствор кубовых остатков производства синтетического глицерина "Полиглицерин" и дополнительно закачивают водный раствор смеси анионоактивного и неионогенного ПАВ.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам обработки скважин с целью повышения их приемистости или продуктивности.

Известен способ обработки скважин неионогенными ПАВ типа АФ_9-12 [1].

Недостатком известного способа является его низкая эффективность в условиях глинистых коллекторов.

Наиболее близким к предлагаемому является способ обработки скважин [2] путем закачки реагента - понизителя набухания глин полидиметилдиаллиламмонийхлорида.

Недостатком известного способа является невысокая эффективность, особенно в условиях добывающих скважин, проявляющаяся низкими приростами коэффициента вытеснения нефти.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности способа обработки добывающих и нагнетательных скважин.

Поставленная задача решается тем, что в качестве реагента - понизителя набухания глин закачивают водный раствор кубовых остатков производства синтетического глицерина "Полиглицерин" и дополнительно закачивают водный раствор смеси анионоактивного и неионогенного ПАВ.

Авторами в процессе экспериментов неожиданно установлено, что концентрированные водные растворы "Полиглицерина" обладают свойством понижать набухание глин. Так, коэффициент набухания глины в среде 60% раствора "Полиглицерина" составляет 0,488, в то время как в среде минерализованной воды - 0,805.

Авторами также установлено, что последующая обработка скважин смесью АПАВ и НПАВ позволяет получить пролонгированный эффект от предварительной закачки концентрированного "Полиглицерина".

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Закачка в скважину водного раствора "Полиглицерина" в объеме 0,5 - 0,75 м³/м мощности пласта.

2. Закачка водного раствора смеси АПАВ и НПАВ в объеме 1 м³/м мощности пласта.

Эффективность предлагаемого способа доказана в лабораторных условиях для нагнетательных и добывающих скважин.

Фильтрационные эксперименты по моделированию ОПЗ нагнетательных и добывающих скважин по предложенному способу, прототипу и аналогу были проведены на водо- и нефтенасыщенных кернах Ачимовской толщи (БС_16-22), представляющих собой низкопроницаемый глинизированный полиминеральный песчаник. Результаты экспериментов приведены в табл. 1, 2 (см. в конце описания).

Из результатов табл. 1, 2 видно, что заявляемый способ превосходит по эффективности и прототип и аналог как для условий нагнетательных (табл. 1), так и добывающих скважин (табл. 2). Причем только заявляемая последовательность операций обеспечивает синергетический эффект, превышающий эффект суммарного воздействия.

Примеры конкретного осуществления способа

1. На нагнетательную скв. N 228 месторождения X мощностью пласта 10 м и пористостью 0,17 мД завозят "Полиглицерин", АФ_9-12 и "Прогресс". Производят закачку последовательно 30%-ного раствора "Полиглицерина" из расчета 0,5 м³ на 1 м мощности пласта (всего 5 м³) и затем композиции АПАВ и НПАВ, взятых в соотношении 1: 1 и общей концентрации 0,5% из расчета 1 м³ на 1 м мощности пласта (всего 10 м³). Приемистость до закачки 28 м³/сут (130 ат), после закачки 90 м³/сут (130 ат).

На добывающую скв. N 1336 месторождения X мощностью пласта 6 м и пористостью 0,17 мД завозят "Полиглицерин", АФ_9-12 и "Прогресс". Производят глушение скважины, спуско-подъемные операции, опускают НКТ до кровли продуктивного пласта и производят закачку реагентов. Сначала закачивают 30%-ный раствор "Полиглицерина" из расчета 0,75 м³ на 1 м мощности пласта (всего 4,5 м³) и затем композицию АПАВ и НПАВ, взятых в соотношении 1:1 и общей концентрации 0,5% из расчета 1 м³ на 1 м мощности пласта (всего 6 м³). Затем продавливают реагент в пласт нефтью в объеме НКТ и выдерживают 8 часов. Затем проводят спускоподъемные операции и запускают скважину в работу. Дебит скважины по жидкости до обработки 4,0 м³/сут, после обработки 7,5 м³/сут при неизменной обводненности.

Способ эффективен и промышленно применим.

Источники информации

1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985.

2. Патент США N 4374739, E 21 B 43/25, опубл. 22.02.83 г.