СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НИЗКОПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА Российский патент 1999 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи низкопродуктивных пластов, сложенных терригенными коллекторами, и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин.

Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными и глинокислотными растворами, содержащие различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов [1].

Недостатком описанных способов является невысокая эффективность в результате отсутствия технологических приемов, усиливающих действие кислотных растворов.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ, включающий последовательную обработку призабойной зоны пласта метиловым или этиловым спиртом или их смесью, а затем раствором кислоты [2].

Недостаток данного способа заключается в том, что эффект стабилизации глин метиловым или этиловым спиртом достигается перед кислотной обработкой и является временным по отношению к водочувствительным глинам.

Задача изобретения - повысить производительность низкопродуктивных пластов, сложенных коллекторами с большим содержанием глинистых минералов за счет восстановления коллекторских свойств пласта путем очистки и расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов, стабилизации глин на удаленных участках призабойной зоны и по всей перфорированной толще пласта.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающем закачку в пласт раствора кислоты и органического растворителя, перед закачкой раствора кислоты скважину очищают соляно-кислотной ванной, а после закачки раствора кислоты закачивают органический растворитель, затем проводят технологическую выдержку скважины, после чего ее вводят в эксплуатацию.

В качестве раствора кислоты закачивают глинокислоту (смесь соляной и фтористоводородной кислот).

В качестве органического растворителя используют низшие спирты, гликоли, ацетон или легкие фракции нефтепереработки.

После закачки органического растворителя скважину консервируют на расчетный период времени, определяемый фильтрационно-емкостной характеристикой пласта.

Суть предлагаемого способа заключается в технологии обработки ПЗП, включающей определенную последовательность закачки стимулирующих растворов и расчетное время выдержки между последующими закачками.

Для первичной очистки призабойной зоны (ОПЗ) скважины от гидроокисей металлов, цемента, карбонатов металлов закачивают раствор соляной кислоты и выдерживают его в течение 24 - 48 ч, после чего скважину промывают от продуктов реакции. После того как скважина очищена от карбонатов и гидроокисей металлов, способных образовать нерастворимые соли с фтористоводородной кислотой, закачивают максимально возможный (технологически) объем глинокислоты и выдерживают 12-24 ч для протекания реакции растворения глин, слагающих коллектор. В результате происходит восстановление проницаемости пласта путем очистки и расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов на удаленных участках призабойной зоны пласта и по всей перфорированной толще пласта. Заключительной операцией является стабилизация и дегидратирование глинистых минералов посредством закачки в пласт растворителя.

По истечении расчетного времени после закачки стимулирующих растворов скважину вводят в эксплуатацию.

Предлагаемый метод воздействия на ПЗП осуществлялся после проведения геофизических и промыслово-гидродинамических исследований. Работы проводились на объектах, имеющих низкопродуктивный коллектор. Пласт AB(1-2)1

Самотлорского месторождения характеризуется беспорядочным слоисто-линзовым чередованием глинистых и песчано-алевралитовых пород. По фациальной принадлежности породы пласта делятся на группы. В качестве критерия разделения "рябчиковых пород" на литологические разности используют относительное содержание глинистых прослоев в породе (Кгл) и величину амплитуды амплитуды a_nc.

"Рябчиковые породы" подразделяются на глинистый "рябчик" (Кгл = 0,5-0,8, a_nc= 0,25-0,35), собственно "рябчик" (Кгл = 0,25-0,5, a_nc = 0,35-0,5) и опесчаненный "рябчик" (Кгл = 0,05-0,25, a_nc= 0,5-0,65).

Пористость варьируется в широком диапазоне от 17,8 - 29,8%, амплитуда изменения оценок проницаемости тоже велика 0,14 - 1,547 мкм².

Технологический процесс по предлагаемому способу включает три последовательных этапа.

1. Предварительная очистка призабойной зоны скважины раствором соляной кислоты (соляно - кислотная ванна). В скважину закачивают раствор 12% HCl + 0,1 - 0,3% ПАВ в объеме 10-20 м³ и выдерживают в течение 24 - 48 часов, после чего скважина промывается от продуктов реакции.

2. Обработка ПЗП глинокислотой, содержащей 15% HCl + HF 4% в объеме 20-30 м³, в зависимости от мощности пласта. Скважина выдерживается для реакции в течение 12-24 часов.

3. Последний этап - обработка скважины растворителем, продавка нефтью и консервация скважины на промежуток времени, определяемый фильтрационно-емкостными свойствами конкретной скважины.

Технология по предлагаемому способу реализована на 15 добывающих и одной нагнетательной скважинах Самотлорского месторождения, эксплуатирующих пласт AB(1-2)1

"рябчик".

На один метр толщины пласта закачивают не менее 2,4 м³ глинокислотного раствора и 2,1 м³ растворителя. Результаты проведенных работ представлены в таблице, из которой видно, что средний прирост дебита нефти на одну скважину составил 6,7 т/с, что в 3 раза выше прироста дебита при работе по стандартной технологии. Средний дебит жидкости одной скважины после обработки по предлагаемому способу 19,2 т/с, что в 2,6 раза выше среднего дебита до обработки (7,3 т/с).

Предлагаемый способ позволяет увеличить производительность и ускорить сроки освоения низкопродуктивных пластов Самотлорского месторождения без привлечения дорогостоящих бригад КРС и ГПП, что существенно снижает стоимость скважино-операции и повышает эффективность производственной деятельности.

Источники информации
1. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. В.Н. Глушко, О.В. Поздеев. -М.: ВНИИУ и ЭНП. 1998, cтр. 28 - 40.

2. Патент США N 3738425, кл. E 21 B 33/13, 1973 г.- прототип.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение продуктивности низкопродуктивных пластов. В способе обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающем закачку в пласт кислотного раствора и органического растворителя, перед закачкой кислотного раствора скважину очищают солянокислотной ванной, а после закачки кислотного раствора закачивают органический растворитель, затем проводят технологическую выдержку скважины, после чего вводят ее в эксплуатацию. В качестве кислотного раствора закачивают глинокислоту - смесь соляной и фтористоводородной кислот, а в качестве органического растворителя используют низшие спирты, гликоли, ацетон или легкие фракции нефтепереработки. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающий закачку в пласт кислотного раствора и органического растворителя, отличающийся тем, что перед закачкой кислотного раствора скважину очищают солянокислотной ванной, а после закачки кислотного раствора закачивают органический растворитель, затем проводят технологическую выдержку скважины, после чего ее вводят в эксплуатацию. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислотного раствора закачивают глинокислоту - смесь соляной и фтористоводородной кислот. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют низшие спирты, гликоли, ацетон или легкие фракции нефтепереработки.