СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЕРФОРАЦИОННОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин.

Известен способ воздействия на подземный пласт, включающий подачу в призабойную зону 1-15%-ного водного раствора пиросульфата натрия с рН 0,8-4,0 в объеме 0,1-1,0 м³ на один метр толщины кольматационной зоны вскрытого пласта, выдержку раствора в прискважинной зоне не менее 6 ч и освоение скважины [1]
Известный способ недостаточно эффективен при обработке околоскважинной зоны пласта, закольматированной полутвердыми высокомолекулярными соединениями типа асфальтенов, выпадающими из нефти при отборе флюидов из пласта, а также закольматированной глинистыми составляющими цемента песчаника коллектора и твердой фазой промывочной жидкости, используемой при бурении скважины.

Наиболее близким к предлагаемому является способ реагентной разглинизации прискважинной зоны пласта, включающий нагнетание в скважину 2-10%-ного водного раствора пиросульфата натрия и соли аммония с рН 3,5 в объеме 0,2-1,0 м³ на один метр толщины кольматационной зоны вскрытого скважиной пласта, выдержку раствора в скважине не менее 6 ч и освоение скважины.

Известный способ также недостаточно эффективен при обработке закольматированной асфальтенами и глинами околоскважинной зоны.

Целью изобретения является увеличение проницаемости околоскважинной зоны пласта за счет удаления полутвердых высокомолекулярных отложений и глинистых составляющих.

Цель достигается тем, что в способе обработки околоскважинной зоны путем нагнетания в скважину технологического раствора, выдержки и освоения скважины, до проведения обработки определяют тип глинистых образований в коллекторе, в качестве технологического раствора используют метанол, закачивают метанол при переменном давлении в околоскважинную зону в объеме 1,5-2,0 порового объема обрабатываемой зоны, дополнительно периодически в течение 8-20 ч при переменном давлении закачивают в скважину жидкость в объеме 0,2-0,4 объема технологического раствора и отбирают из скважины жидкость после ее закачки в том же объеме, закачивают при переменном давлении в объеме не менее порового объема обрабатываемой зоны второй технологический раствор, включающий, мас. Вода 98-99 Поверхностно-активное вещество 1-2, с вторым технологическим раствором выполняют все действия, что и с первым технологическим раствором, закачивают при переменном давлении в объеме не менее порового объема обрабатываемой зоны третий технологический раствор, включающий, при наличии в коллекторе монтмориллонитовых глинистых образований, мас. Кислородсодержащие соединения серы или их смесь 5-12 Поверхностно-активное вещество 0,5-2 Вода Остальное, или включающий при наличии в коллекторе каолинитовых глинистых образований, мас. Бикарбонат натрия и/или калия, и/или аммония 5-10 Поверхностно-активное вещество 0,5-1,5 Вода Остальное, с третьим технологическим раствором выполняют все действия, что и с первым технологическим раствором, после чего скважину осваивают.

В качестве жидкости, закачиваемой и отбираемой после технологических растворов, используют тот же технологический раствор, следующий технологический раствор или воду.

Существенными признаками изобретения являются: нагнетание в скважину технологического раствора; выдержка скважины; освоение скважины; определение типа глинистых образований в коллекторе; использование технологического раствора первого, второго и третьего составов; закачивание каждого технологического раствора; объемы закачки технологических растворов; закачивание и отбор после каждого технологического раствора жидкости; использование в качестве жидкости того же технологического раствора, следующего технологического раствора или воды; режим закачки жидкости; объем закачки жидкости.

В технологических растворах используют следующие соединения:
в качестве кислородсодержащего соединения серы используют бисульфат натрия, пиросульфат натрия, пиросульфат калия, персульфат аммония и их смеси; в качестве поверхностно-активных веществ используют сульфанол, дисольван и т.п.

В порах коллектора околоскважинной зоны могут содержаться глинистые образования и полутвердые высокомолекулярные соединения.

Глинистые образования могут содержаться двух видов: как глинистая составляющая цемента песчаников и глинистые кольматирующие образования, отлагающиеся в околоскважинной зоне в процессе бурения при фильтрации промывочной жидкости, содержащей коллоидно-дисперсные частицы глин различного минералогического состава.

Минералогический состав глинистых образований может быть представлен различными минералами, главными из которых являются монтмориллонит и каолинит.

Монтмориллонитовые и каолинитовые типы глин имеют различную химическую структуру и могут быть подвержены воздействию различных по природе соединений.

Полутвердые высокомолекулярные соединения выпадают на стенках пор коллектора из нефти. В большинстве нефтей присутствуют асфальтены, содержание которых меняется в пределах от 0,08 до 5 мас. и смолы в различных концентрациях. При отборе углеводородов из скважины происходит гидродинамическое возмущение флюида в околоскважинной зоне. Это нарушает химическое равновесное состояние компонентов углеводородов, что приводит к выпадению полутвердых высокомолекулярных соединений на стенках капилляров коллектора и образованию между ними и углеводородами сольватной оболочки.

Такого рода комплексное воздействие на проницаемость горных пород околоскважинной зоны приводит к падению производительности системы.

Предлагаемый способ обработки околоскважинной зоны позволяет удалить из пор перечисленные выше отложения и восстановить коллекторы.

П р и м е р 1. Определяют тип глинистых образований в коллекторе в околоскважинной зоне. Устанавливают, что песчаник коллектора содержит монтмориллонитовые глинистые образования. Определяют, что для промывки скважины при бурении был использован глинистый раствор на основе также монтмориллонитовых глин. В скважину глубиной 2535 м закачивают метанол в объеме 9,4 м³, что составляет 1,5 порового объема обрабатываемой зоны радиусом 1 м. Давление закачки метанола в период закачки изменяют от 110 до 190 атм.

В течение 8 ч при давлении от 150 до 190 атм в скважину закачивают и отбирают 1,88 м³ метанола, что составляет 0,2 объема первоначально закачанного метанола.

Закачивают при переменном давлении в объеме 6,28 м³, что составляет один поровой объем обрабатываемой зоны, второй технологический раствор, включающий 98% воды и 2% сульфанола. Давление закачки второго технологического раствора в период закачки изменяется от 110 до 190 атм.

В течение 8 ч при давлении от 150 до 190 атм в скважину закачивают и отбирают 1,26 м³ второго технологического раствора, что составляет 0,2 объема первоначально закачанного второго технологического раствора.

Закачивают при переменном давлении в объеме 6,28 м³, что составляет один поровый объем обрабатываемой зоны, третий технологический раствор, включающий, мас. Бисульфат натрия 5 Сульфанол 0,5 Вода 94,5
Давление закачки третьего технологического раствора в период закачки изменяют от 110 до 190 атм.

В течение 8 ч при давлении от 150 до 190 атм в скважину закачивают и отбирают 1,26 м³ третьего технологического раствора, что составляет 0,2 объема первоначально закачанного третьего технологического раствора.

Отбирают из скважины все закачанные технологические растворы в объемах не менее объемов закачки до появления на устье пластового флюида.

П р и м е р 2. Определяют тип глинистых образований в коллекторе в околоскважинной зоне. Устанавливают, что песчаник коллектора содержит каолинитовые глинистые образования. Определяют, что для промывки скважины при бурении был использован глинистый раствор на основе также каолинитовых глин. В скважину глубиной 1788 м закачивают метанол в объеме 7,2 м³, что составляет 1,8 порового объема обрабатываемой зоны радиусом 0,8 м. Давление закачки метанола в период закачки изменяют от 110 до 190 атм.

В течение 15 ч при давлении от 150 до 190 атм в скважину закачивают и отбирают 2,2 м³ второго технологического раствора, что составляет 0,3 объема метанола.

Закачивают при переменном давлении в объеме 4,4 м³, что составляет 1,1 порового объема обрабатываемой зоны, второй технологический раствор, включающий 98,5% воды и 1,5% дисольвана. Давление закачки второго технологического раствора в период закачки изменяют от 110 до 190 атм.

В течение 15 ч при давлении от 150 до 190 атм в скважину закачивают и отбирают 1,3 м³ третьего технологического раствора, что составляет 0,3 объема первоначально закачанного второго технологического раствора.

Закачивают при переменном давлении в объеме 4,4 м³, что составляет 1,1 порового объема обрабатываемой зоны, третий технологический раствор, включающий, мас. Бикарбонат натрия 5 Поверхностно-активное вещество 0,5 Вода 94,5
Давление закачки третьего технологического раствора в период закачки изменяют от 110 до 190 атм.

В течение 15 ч при давлении от 150 до 190 атм в скважину закачивают и отбирают 1,3 м³ воды, что составляет 0,3 объема первоначально закачанного третьего технологического раствора.

Отбирают из скважины все закачанные технологические растворы в объемах не менее объемов закачки до появления на устье пластового флюида.

П р и м е р 3. Определяют тип глинистых образований в коллекторе в околоскважинной зоне. Устанавливают, что песчаник коллектора содержит монмориллонитовые глинистые образования. Определяют, что для промывки скважины при бурении был использован раствор на основе также монтмориллонитовых глин. В скважину глубиной 2735 м закачивают метанол в объеме 12,6 м³, что составляет 2 порового объема обрабатываемой зоны радиусом 1 м. Давление закачки метанола в период закачки изменяют от 110 до 190 атм.

В течение 20 ч при давлении от 150 до 190 атм в скважину закачивают и отбирают 5 м³ воды, что составляет 0,4 объема метанола.

Закачивают при переменном давлении в объеме 6,3 м³, что составляет один поровый объем обрабатываемой зоны, второй технологический раствор, включающий 99% воды и 1% дисольвана. Давление закачки второго технологического раствора в период закачки изменяют от 110 до 190 атм.

В течение 20 ч при давлении от 150 до 190 атм в скважину закачивают и отбирают 2,5 м³ воды, что составляет 0,4 объема второго технологического раствора.

Закачивают при переменном давлении в объеме 6,3 м³, что составляет один поровый объем обрабатываемой зоны, третий технологический раствор, включающий, мас. Пиросульфат натрия 12 Дисольван 2 Вода 86
Давление закачки третьего технологического раствора в период закачки изменяют от 110 до 190 атм.

В течение 20 ч при давлении от 150 до 190 атм в скважину закачивают и отбирают 2,5 м³ воды, что составляет 0,4 объема третьего технологического раствора.

Отбирают из скважины все закачанные технологические растворы в объемах не менее объемов закачки до появления на устье пластового флюида.

П р и м е р 4. Выполняют как пример 2, но соотношение компонентов в третьем технологическом растворе выбирают следующим, мас. Бикарбонат калия 10 Сульфанол 1,5 Вода 88,5
П р и м е р 5. Выполняют как пример 2, но соотношение компонентов в третьем технологическом растворе выбирают следующим, мас. Бикарбонат аммония 5 Бикарбонат натрия 5 Сульфанол 1 Вода 89
П р и м е р 6. Выполняют как пример 1, но соотношение компонентов в третьем технологическом растворе выбирают следующим, мас. Пиросульфат калия 5 Пиросульфат аммония 5 Дисольван 1 Вода 89
Скважины, обработанные по примерам 1-6, после обработки приобретают проектный дебит, в то время как обработка по прототипу не приводит к восстановлению проницаемости коллектора и появлению дебита скважин.

Использование изобретения по примерам 1-6 позволит восстановить проницаемость призабойной зоны скважин, которые ранее не удавалось ввести в эксплуатацию.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин. Цель увеличение проницаемости околоскважинной зоны пласта за счет удаления полутвердых высокомолекулярных отложений и глинистых составляющих. Способ обработки перфорационной зоны включает определение типа глинистых образований в коллекторе, поэтапное нагнетание в скважину технологического раствора, его выдержку и освоение скважины. В качестве технологического раствора используют на первом этапе метанол в объеме 1,5 1,0 порового объема обрабатываемой зоны, на втором этапе водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 0,2 0,4 порового пространства, а на третьем этапе при наличии в коллекторе монтмориллонитовых глинистых образований кислородсодержащие соединения серы или их смесь, (5 12 мас.), поверхностно-активное вещество (0,5 2 мас.) и воду, или при наличии в коллекторе каолинитовых глинистых образований бикарбонат натрия и/или калия, и/или аммония, поверхностно-активное вещество и воду. 2 з. п. ф-лы.

1. СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЕРФОРАЦИОННОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ, включающий закачку поэтапно в скважину технологических растворов во времени, отличающийся тем, что предварительно перед закачкой технологических растворов определяют минералогический состав глинистых образований коллектора, а поэтапную закачку технологических растворов осуществляют при переменном давлении с отбором их на каждом этапе, затем периодически в течение 8 20 ч закачивают жидкость в объеме 0,2 0,4 объема технологического раствора при переменном давлении с последующем отбором ее в том же объеме, после чего скважину осваивают, причем первоначально в качестве технологического раствора используют метанол в объеме 1,5 2,0 порового объема обрабатываемой зоны, на втором этапе в качестве технологического раствора используют поверхностно-активное вещество и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Поверхностно-активное вещество 1,0 2,0
Вода 98,0 99,0
в объеме 1,0 1,1 порового объема обрабатываемой зоны, а на третьем этапе в качестве технологического раствора при наличии в коллекторе монтмориллонитовых глинистых образований закачивают кислородсодержащие соединения серы или их смесь, поверхностно активное вещество и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.

Кислородсодержащие соединения серы или их смесь 5,0 12,0
Поверхностно-активное вещество 0,5 2,0
Вода Остальное
или при наличии в коллекторе каолинитовых глинистых образований - бикарбонат натрия и/или калия и/или аммония, поверхностно активное вещество и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Бикарбонат натрия и/или калия и/или аммония 5,0 10,0
Поверхностно-активное вещество 0,5 1,5
Вода Остальное
в объеме 1,0 1,1 порового объема обрабатываемой зоны.