СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/32 E21B33/13 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение, в частности, при обработке призабойных зон нагнетательных скважин путем закупорки водопроницаемых пропластков.

Известен способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку изолирующего раствора в скважину, выдержку освоение скважины [1]
Недостатком способа является низкая эффективность изоляции.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку в скважину аэрированного раствора поверхностно-активного вещества в воде и последующее ее освоение [2]
Раствор состоит из сульфатного щелока 85-95 (мас.) и силиката натрия 5-15 (мас.).

Этот раствор через аэратор с кратностью аэрации (1,5-3) при пластовом давлении P_пл закачивается в призабойную зону пласта.

Сульфатный щелок является отходом целлюлозно-бумажного производства и содержит щелочной лигнин, натриевые соли смоляных и жирных кислот. Сульфатный щелок является хорошим пенообразователем и в технологическом процессе изоляционных работ служит стабилизатором пены.

Силикат натрия добавляется для дополнительной стабилизации пены за счет упрочнения разделительной пленки между пузырьками газа. Упрочнение разделительной пленки происходит в результате процесса структурирования силиката натрия под действием катионов жестковости пластовой воды.

Недостатком способа является его низкая эффективность, т.к. при кратности аэрации 1,5-3 (при пластовых условиях) раствор находится в состоянии газовой эмульсии со степенью дисперсности меньше размеров поровых капилляров пород пласта, что не позволяет эффективно изолировать промытые прослои и пропласки.

Целью изобретения является повышение его эффективности.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призайбоной зоны нагнетательной скважины, включающем закачку в скважину аэрированного раствора поверхностно-активного вещества в воде и последующее освоение скважины, согласно изобретению перед закачкой в скважину водного раствора поверхностно-активного вещества в воде его аэрацию осуществляют с кратностью не менее 4,5 при пластовых условиях, а закачку в призабойную зону
под давлением не ниже разницы между величинами 1,7 P_пл и гидростатическим давлением аэрированного раствора, где P_пл-пластовое давление.

Сущность способа.

В основу способа положены физико-химические свойства пенных систем. 0гетерогенная смесь газ-жидкость в зависимости от объемного соотношения фаз, может находиться в принципиально различных фазовых состояниях газовая эмульсия, пена, аэрозоль.

Только пенные системы как вязкие неньютоновские жидкости со значительным напряжением сдвига могут выполнить роль кольматанта, в промытых пропластках или прослоях.

Нижняя граница существования газожидкостной смеси в пенном состоянии определяется содержанием газовой фазы (кратность 4,5 5,6) [3] Поэтому в способе раствор поверхностно-активного вещества аэрируют с кратностью не менее 4,5 в пластовых условиях, а затем продавливаются в пласт.

Таким образом, по сравнению с прототипом в процессе изоляции высокопроницаемых пропластков будет участвовать другое агрегатное состояние гетерогенной газожидкостной смеси (пена) с вязкостью существенно большей по сравнению с газовой эмульсией, что будет способствовать увеличению эффективности способа.

В способе продавка газожидкостного аэрированного раствора из ствола скважины в пласт осуществляется под давлением P_пр, при котором в стволе скважины переходит в состояние газовой эмульсии, с диаметром газовых пузырей d_гп меньше диаметра поровых каналов пласта d_пл.

Для закачки газовой эмульсии в пласт для малопроницаемых коллекторов соотношение d_пл/d_гп (где d_пл диаметр порового пространства, а d_гп диаметр газового пузыря) не менее 2,6, а для коллекторов с хорошей проницаемостью не менее 1,2 (согласно лабораторным данным).

Поэтому при практических расчетах для определения давления продавки закачиваемой смеси в пласт принимают соотношение диаметров порового пространства пласта и газового пузырька (d_пл/d_гп)=1.2.

Вывод формулы осуществляется при рассмотрении поведения газового пузырька на забое скважины и в пластовых условиях, допуская, что данная система подчиняется уравнению состояния идеального газа (P v=const).

Так как P_пл V_пл=P_зак V_зак; откуда P_зак P_пл(V_пл/V_зак)(где V_пл объем газового пузырька в пласте,
где
P_пл пластовое давление,
V_зак объем газового пузырька на забое скважины,
R_зак давление, на забое скважины.

Учитывая шарообразную форму газового пузырька на забое скважины и в пласте имея
V_пл = 4/3πR3пл

С учетом вышеприведенных данных минимальное давление продавки должно быть не менее P_пр=(1.2)³ P_пл 1,7 P_пл
Контроль за эффективностью обработки ведут по общепринятым критериям ( процент обводненности, дебит скважины, динамический уровень, и т.п.) с учетом изменения химического состава попутноизвлекаемой воды.

Осуществление способа.

Перед закачкой в скважину раствора поверхностно-активного вещества в воде его предварительно аэрируют с кратностью не менее 4,5 в пластовых условиях. Далее закачивают его в призабойную зону скважины под давлением не ниже разницы между величинами 1.7 P_пл и гидростатическим давлением, где P_пл - пластовое давление.

При этом происходит сжатие газовых пузырьков на забое скважины до диаметра, меньше диаметра поровых каналов пласта, и эмульсия проникает в пласт. В момент проникновения аэрированной жидкости происходит понижение давления продавки.

В пластовых условиях, где пластовое давление существенно ниже забойного давления газовые пузырьки расширяются до размера поровых каналов, перекрывая промытые пропластки или прослои.

Пример реализации способа.

В качестве экспериментального объекта была выбрана очаговая скважина N 1272 по пласту Тл2Б Москудинского месторождения (НГДУ Чернушканефть). Глубина залегания пласта 1400 метров, пластовое давление соответствует (7.0-7.5) МПа, откуда с учетом технологического регламента (при выбранном коэффициенте аэрации 5) общее количество воздуха 350-375 м³ на каждый кубометр пенообразователя.

Для приготовления раствора пенообразователя используют мерник качающего агрегата ЦА-320, который заполняют требуемым количеством раствора поверхностно-активного вещества.

В качестве стабилизатора пены используют поверхностно-активное вещество ПО-6.

Предварительный расчет давления продавки производят с учетом следующих данных:
L_пл 1400 m 1,4•10⁵ см;
P_пл 7.0 МПа;
ρ_см ~ 236 кг/м³ = 2,3•10^-4 кг/см³ где ρ плотность закачиваемой смеси;
тогда P_гидр = ρgL~3,15 МПа где P_гидр гидростатическое давление столба тампонирующей жидкости, поэтому P_пр 1,7•P_пл P_гидр 8,75 MПa. (P_пр 1,7 • 7,0 -3,15 8,75 MПa).

Таким образом, раствор закачивают под давлением не менее 8,8 МПа.

Фактическое давление продавки соответствовало 13,о МПа.

После освоения скважины по данному очагу на реагирующей скважине суточный дебит нефти увеличился в 5 раз.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины. Сущность: Перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества в воде его аэрируют с кратностью не менее 4,5 при пластовых условиях, а продавку его в пласт осуществляют под давлением не ниже разницы 1,7 P_пл-Р_гидр., где P_пл - пластовое давление, P_гидр. - гидростатическое давление.

Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку в скважину аэрированного раствора поверхностно-активного вещества в воде и последующее освоение скважины, отличающийся тем, что перед закачкой в скважину раствора поверхностно-активного вещества в воде его аэрацию осуществляют с кратностью не менее 4,5 при пластовых условиях, а закачку в призабойную зону производят под давлением не ниже разницы между величинами 1,7 Р_п л и гидростатистическим давлением аэрированного раствора, где Р_п л пластовое давление.