способ обработки скважин

Формула изобретения

1. Способ обработки скважин, включающий нагнетание в призабойную зону снижающего набухание глин водного раствора поликатионита, отличающийся тем, что предварительно в призабойную зону нагнетают водный раствор смеси хлоридов калия и натрия, а поликатионит нагнетают в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия в смеси с неионогенным ПАВ.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что применяют водный раствор смеси указанных хлоридов с концентрацией хлорида калия 1,0 - 2,5 мас.% и хлорида натрия 2,5 - 4 мас.%, а концентрации поликатионита и неионогенного ПАВ в водном растворе смеси указанных хлоридов - не менее 0,17 мас.% каждого.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве смеси указанных хлоридов используют минерал сильвинит.

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 (НПАВ) 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 водного раствора 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 предварительно в призабойную зону нагнетают водный раствор смеси хлоридов калия и натрия, а поликатионит нагнетают в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия в смеси с неионогенным ПАВ. Применяют водный раствор смеси указанных хлоридов с концентрацией хлорида калия 1,0 - 2,5 мас.% и хлорида натрия 2,5 - 4 мас.%, а концентрации поликатионита и неионогенного ПАВ в водном растворе смеси указанных хлоридов - не менее 0,17 мас.% каждого. В качестве смеси указанных хлоридов возможно использование минерала сильвинита.

Авторами в процессе экспериментов установлено, что поликатионит в смеси с НПАВ, будучи растворен в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия, снижает набухание глин лучше, чем прототип. Предварительная обработка глинистой среды водным раствором хлоридов калия и натрия усиливает эффект. Также экспериментально установлено оптимальное массовое соотношение компонентов в смеси хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1. Соответственно в качестве смеси указанных хлоридов применялся минерал сильвинит, который содержит хлорида калия не менее 20%, хлорид натрия - остальное.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Закачка в призабойную зону скважины водного раствора смеси хлоридов калия и натрия.

2. Закачка смеси поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия.

Эффективность предлагаемого способа доказана в лабораторных условиях.

Эксперименты проводились на установке УИПК на кернах пласта БС_6-2 Средне-Балыкского месторождения с остаточной нефтенасыщенностью 32 - 38%. В качестве контролируемого параметра определялся перепад давления при постоянном расходе жидкости. Сравнение эффективности реагентов осуществлялось по изменению подвижности технологических жидкостей: K₂/ ₂ : K₁/ ₁, где K и - проницаемость пористой среды и вязкость жидкости соответственно.

Результаты экспериментов приведены в табл. 1.

Из табл. 1 видно, что предлагаемая последовательность операций (опыт 20) не только эффективнее прототипа (опыт 17), но и обеспечивает синергетический эффект понижения набухания глин, т.к. характеризуется кратностью изменения подвижности технологической жидкости 2,5 (опыт 20), что выше, чем при простой обработке пористой среды смесью поликатионита и НПАВ в водном растворе хлоридов калия и натрия (кратность 2,1 - опыты 1 и 12) и тем более выше, чем при обработке одним поликатионитом в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия (кратность 1,7 - опыт 5) и тем более выше, чем при обработке одним водным раствором смеси хлоридов калия и натрия.

Опыты 1 и 12 подтверждают оптимальное соотношение хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1 и, соответственно, необходимость и достаточность применения водного раствора смеси указанных хлоридов с концентрацией хлорида калия 1,0 - 2,5 мас.% и хлорида натрия 2,5 - 4 мас.%. Опыт 10 показывает, что при уменьшении содержания хлорида калия относительно хлорида натрия до 1:9 резко снижается эффективность способа (кратность 1,7).

Необходимость и достаточность применения концентрации поликатионита и неионогенного ПАВ в водном растворе смеси указанных хлоридов не менее 0, 17 мас. % каждого подтверждается опытами 15 и 16. Дальнейшее уменьшение концентраций поликатионита и НПАВ нежелательно из-за возможных потерь вследствие протекания адсорбции реагентов; увеличивать концентрации выше 0,25% не следует, принимая во внимание стоимость реагентов.

Пример конкретного осуществления способа

Исходные данные по скважине:

Остаточные запасы, м³ - 14147

Обводненность продукции, % - 76

Проницаемость пласта, м² - 0,24610^-12

Мощность пласта, м - 7

Давление, мПа,

пластовое - 18,2

забойное - 11,4

Динамическая вязкость флюида, Пас - 10^-3

Радиус скважины, м - 0,1

Радиус обрабатываемой зоны, м - 5

Содержание глины в коллекторе, % - 3,4

Проектная кратность изменения проницаемости призабойной зоны (по лабораторным данным) (n") - 1,8

Плотность, кг/м³,

нефти - 820

воды - 1200

В призабойную зону скважины последовательно закачивают:

водный раствор смеси хлоридов калия и натрия в объеме 0,8 м³/м мощности пласта, но не менее 8 м³;

смесь поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия в объеме 0,3 м³/м мощности пласта, но не менее 25 м³ для прокачки объема оторочки хлоридов калия и натрия.

Расчет ведется по методике /3/ через коэффициент продуктивности.

1. Коэффициент продуктивности до обработки:



где плотность жидкости _ж=_н+(_в-_н)в=820+(1200-820)0,76=972 кг/м³.

2. Коэффициент продуктивности после обработки:



3. Эффективность обработки:

К = K₂/K₁100 = 846/716 100 = 118% - прирост на 18%,

что доказывает эффективность предлагаемой технологии.

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.

3. Разработка нефтяных месторождений (под ред. Н.И.Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова), том 2 - М.: Недра, 1994, с. 75-94.