СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/27 

Описание патента на изобретение RU2304710C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтедобывающей или нагнетательной скважины.

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий закачку нефтяной эмульсии по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола и закачку раствора кислоты, которую проводят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне, а отключение обработанных интервалов нефтекислотными эмульсиями производят после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт (Патент РФ №2144616, кл. Е21В 43/27, опубл. 20.01.2000).

Способ сложен и трудно осуществим из-за неопределенности зависимости вязкости и стабильности нефтекислотной эмульсии от свойств призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину состава, содержащего ингибированную соляную кислоту, плавиковую кислоту и насыщенный водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м3 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ингибированная соляная кислота в пересчете на хлористый водород 5,0-23,0, плавиковая кислота 2,0-10,0, насыщенный водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м3 - остальное. Используется в виде закачиваемой в скважину концентрированной 70-75 об.% агрегативно устойчивой обратной эмульсии в керосине с использованием эмульгирующего компонента в виде природных пленкообразующих компонентов нефти (Патент РФ №2173776, кл. Е21В 43/27, опубл. 20.09.2001).

Известная обратная эмульсия имеет малую стабильность и практически не влияет на продуктивный пласт как кислотосодержащий продукт.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты. В качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую, % об.: углеводородная жидкость 26-40, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5, водный раствор ингибированной 10% соляной кислоты или глинокислоты или водный раствор 1-10% хлористого кальция или хлористого натрия - остальное. В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть (Патент РФ №2255215, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.06.2005).

Известный способ предусматривает использование обратной нефтекислотной эмульсии повышенной плотности, что снижает ее проникающую способность в пласт и препятствует обработке удаленных от скважины интервалов пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в скважину обратной нефтекислотной эмульсии, содержащей водный раствор ингибированной соляной кислоты, проведение технологической выдержки и освоение скважины, согласно изобретению, разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером, продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений, по достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки, продолжают закачку до снижения давления закачки, закрывают скважину, технологическую выдержку проводят в течение 20-30 час. при закрытой скважине, стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости, промывают и осваивают скважину, при этом в качестве указанной эмульсии используют эмульсию состава, об.%: дисперсионная среда - растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтяной скважины в призабойной зоне продуктивного пласта происходит интенсивная кольматация частицами самой разнообразной природы (закупоривание частицами раствора, миграция тонких частиц, разбухание глин, снижения относительной проницаемости, органические наслоения, неорганические наслоения, закупоривание вдавленными частицами, осаждение вторичных минералов, вынос песка). Как следствие, отмечается снижение проницаемости призабойной зоны и дебита скважины. Скопления частиц в каналах перфорации также способны частично или полностью блокировать приток жидкости к скважине. Все вышеперечисленные кольматанты при попадании в призабоиную зону обволакиваются нефтяной пленкой, смолами и асфальтенами. Существующие способы обработки призабойной зоны обратными нефтекислотными эмульсиями мало эффективны вследствие малой проникающей способности в пласт и малой эффективности воздействия на пласт. В предложенном изобретении решается задача повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны скважины ведут закачку в скважину обратной нефтекислотной эмульсии на основе водного раствора ингибированной соляной кислоты. Разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений исходя из возможностей скважины и насосного оборудования. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки и продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 20-30 час. при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. Промывают и осваивают скважину. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной (дистиллят), в качестве эмульгатора - Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1», в качестве раствора соляной кислоты - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты при следующем соотношении компонентов, об.%:

растворитель парафинов нефтяной (дистиллят)40-42эмульгатор «ЯЛАН-Э-1»5-8раствор соляной кислоты50-55

При приготовлении обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны скважины смешивают дисперсионную среду, эмульгатор и раствор соляной кислоты. В качестве дисперсионной среды используют растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) (ТУ 0251-062-00151638-2006). В качестве эмульгатора - эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» (ТУ 2458-012-22657427-2000). В качестве раствора соляной кислоты - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты (ТУ 6-01-046-89-381-85-92).

Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» представляет собой: однородная подвижная жидкость темно коричневого цвета, с плотностью при 20°С не менее 800 кг/м3, температура застывания минус 25°С, кинематическая вязкость при 20°С не менее 4 сСт.

Растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) представляет собой: однородная подвижная жидкость от желтого до черного цвета, температура начала кипения не ниже 28°С, давление насыщенных паров не более в летний период - 66,7 кПа (в зимний период - 93,3 кПа), температура вспышки не ниже минус 39°С.

Для приготовления обратной нефтекислотной эмульсии компоненты выбирают в следующем соотношении, об.%:

растворитель парафинов нефтяной (дистиллят)40-42эмульгатор «ЯЛАН-Э-1»5-8раствор соляной кислоты50-55

При поступлении нефтекислотной эмульсии в пласт дистиллят разрушает пленку нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений на породе и механических частицах, закольматировавших поры. Кислота, входя в химическое взаимодействие с породой и механическими частицами, очищенными от пленки нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений, увеличивает проницаемость нефтенасыщенного коллектора.

Так как дистиллят (внешняя фаза эмульсии) не растворяется в воде, то и эмульсия не реагирует в водоносной части пласта. При закачке в скважину эмульсия под давлением продвигается по нефтенасыщенной части пласта и, реагируя в нем, увеличивает его проницаемость. Как следствие, увеличение проницаемости нефтенасыщенной части пласта приводит к увеличению дебита нефти из скважины. Так как эмульсия не реагирует в водоносной части пласта, то обводненность скважинной продукции уменьшится за счет увеличения добычи нефти.

Объектами для проведения данной технологии являются:

- новые скважины, давшие при освоении слабый приток нефти, из-за низкой проницаемости нефтенасыщенных пропластков, вследствие их загрязнения буровым раствором;

- скважины, имеющие меньший дебит по сравнению с дебитами окружающих скважин, в виду сложных геологических условий (сужение нефтяного пропластка, низкая проницаемость нефтяного пропластка и т.д.)

- скважины, у которых произошло снижение дебита в процессе эксплуатации при неизменном или растущем пластовом давлении;

- нагнетательные скважины с низким удельным коэффициентом приемистости.

Для получения эмульсии применяют ингибированную соляную кислоту 22-24%-ной концентрации (ТУ 6-01-046-89-381-85-92), эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» (ТУ 2458-012-22657427-2000) и растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) (ТУ 0251-062-00151638-2006).

Количество эмульсии для проведения одной скважинообработки зависит от количества кислоты и рассчитывается, например, из следующего соотношения компонентов, об.%;

дистиллят40эмульгатор «Ялан-Э-1»5раствор соляной кислоты55

Количество кислоты, как и при обычной солянокислотной обработке, выбирают из расчета 0,4-1,5 м3 на 1 м толщины пласта, в среднем, 1 м3 на 1 м.

При обработке призабойной зоны скважины поднимают глубинно-насосное оборудование, спускают перо-воронку с опрессовочным седлом на технологических насосно-компрессорных трубах, спрессовывают колонну насосно-компрессорных труб на 1,5 кратное давление от допустимого, промывают скважину с допуском на забой скважины, поднимают технологические насосно-компрессорные трубы. Спускают механический скребок с шаблоном на технологических насосно-компрессорных трубах, прорабатывают интервал посадки пакера (20-30 м выше интервала перфорации) и поднимают механический скребок с шаблоном.

Спускают пакер с хвостовиком и воронкой, устанавливают воронку на нижний интервал перфорации, сажают пакер, спрессовывают обсадную колонну, убеждаются в герметичности пакера и срывают пакер.

Опрессовывают линию нагнетания на 1,5-кратное ожидаемое рабочее давление. При сорванном пакере через колонну насосно-компрессорных труб доводят эмульсию до верхнего интервала перфорации. Выполняют посадку пакера. Продавливают оставшийся расчетный объем эмульсии в колонну насосно-компрессорных труб. Дальнейшую продавку эмульсии в пласт производят при допустимом давлении закачки, технологической жидкостью в количестве одного объема колонны насосно-компрессорных труб плюс 0,5 м3. В процессе закачки контролируют объем закачки, давление закачки (по манометру насосного агрегата), давление в межтрубном пространстве для контроля давления на обсадную колонну.

При достижении давления на манометре до допустимого снижают производительность работы насоса. При дальнейшем росте давления закачку ведут с ожиданием падения давления. Скважину закрывают и оставляют под давлением для реагирования кислоты на 20-30 час.

Стравливают давление из колонны насосно-компрессорных труб, подбив жесткую выкидную линию к желобной системе. Срывают и поднимают пакер. Спускают перо-воронку с шаблонировкой и производят свабирование до получения жидкости с водородным показателем (рН) пластовой жидкости. Допускают перо-воронку до забоя и вымывают продукты реакции. Поднимают перо-воронку. Спускают подземное оборудование. Запускают скважину в работу.

Эффективность обработки скважины оценивается непосредственным определением дебита жидкости до и после обработки, сравнением результатов гидродинамических исследований до и после обработки скважины и продолжительностью дополнительной добычи.

Экономический эффект от применения технологии получается за счет дополнительной добычи нефти.

Пример конкретного выполнения

Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины в интервале 3 м.

В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной (дистиллят), в качестве эмульгатора - Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1», в качестве раствора соляной кислоты - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты при следующем соотношении компонентов, об.%:

дистиллят40эмульгатор «Ялан»5раствор соляной кислоты55

Рассчитывают количество эмульсии для обработки призабойной зоны скважины. Для интервала перфорации 3 м необходимо 3 м3 кислоты. Объем эмульсии равен (3 м3·100%)/55%=5,45 м3. Объем дистиллята равен (5,45 м3·40%)/100%=2,18 м3. Объем эмульгатора равен (5,45 м3·5%)/100%=0,27 м3.

Разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений, равных соответственно 15 МПа и 100 м3/час. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки до величины 50 м3/час. Продолжают закачку при максимально допустимом давлении 15 МПа. Закрывают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 24 час. при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости, равным 5-6. Промывают и осваивают скважину.

В результате обработки дебит скважины полностью восстановился и составил первоначальное значение 6 м3/сут. (текущий дебит равнялся 1,5 м3/сут.). Обработка призабойной зоны эмульсией по прототипу в аналогичной скважине не позволила глубоко обработать призабойную зону. В результате удалось восстановить дебит с 1,5 м3/сут. до 3 м3/сут.

Применение предложенного способа позволит добиться повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки.

Похожие патенты RU2304710C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 2013
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Исмагилов Фанзат Завдатович
  • Бикбулатов Ренат Рафаэлевич
  • Бабичев Игорь Николаевич
  • Рахманов Айрат Рафкатович
  • Кротков Игорь Иванович
  • Зайцев Дмитрий Петрович
RU2531771C1
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН 2016
  • Арасланов Ильдус Миннирахманович
  • Исламгулова Гульназ Салаватовна
  • Саитгалеев Марат Фаилович
  • Арасланова Диляра Ильдусовна
RU2623380C1
СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБРАТНОЙ НЕФТЕКИСЛОТНОЙ ЭМУЛЬСИИ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 2006
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Валеев Мудаир Хайевич
  • Ханнанов Рустэм Гусманович
  • Юсупов Булат Назипович
RU2304711C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 2015
  • Казанцев Сергей Андреевич
  • Скворцов Дмитрий Евгеньевич
  • Глебов Вадим Игоревич
RU2601960C1
СПОСОБ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2012
  • Нифантов Виктор Иванович
  • Мельникова Елена Викторовна
  • Бородин Сергей Александрович
  • Каминская Юлия Викторовна
  • Пищухин Василий Михайлович
  • Пискарев Сергей Анатольевич
RU2527419C2
Способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа 2017
  • Саетгараев Рустем Халитович
  • Подавалов Владлен Борисович
  • Юсупов Булат Назипович
  • Никерин Алексей Геннадьевич
RU2696686C2
СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА 2014
  • Махмутов Ильгизар Хасимович
  • Салимов Олег Вячеславович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Гирфанов Ильдар Ильясович
  • Салимов Вячеслав Гайнанович
RU2547191C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2013
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Хуррямов Альфис Мансурович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Губаев Рим Салихович
  • Сулейманов Фарид Баширович
RU2534284C1
Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта в открытом горизонтальном стволе скважины 2016
  • Махмутов Ильгизар Хасимович
  • Салимов Олег Вячеславович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2618249C1
КИСЛОТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2013
  • Нигъматуллин Марат Махмутович
  • Гаврилов Виктор Владимирович
  • Нигъматуллин Ильсур Магъсумович
  • Мусабиров Мунавир Хадеевич
  • Закиров Айрат Фикусович
  • Маннапов Ильдар Камилович
  • Стерлядев Юрий Рафаилович
  • Киселев Олег Николаевич
RU2525399C1

Реферат патента 2007 года СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтедобывающей или нагнетательной скважины. Разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки. Продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Технологическую выдержку проводят в течение 20-30 час. при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. Промывают и осваивают скважину. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую, об.%: в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55. Технический результат - повышение проникающей способности в пласт и эффективности обработки.

Формула изобретения RU 2 304 710 C1

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину обратной нефтекислотной эмульсии, содержащей водный раствор ингибированной соляной кислоты, проведение технологической выдержки и освоение скважины, отличающийся тем, что разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером, продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений, по достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки, продолжают закачку до снижения давления закачки, закрывают скважину, технологическую выдержку проводят в течение 20-30 ч при закрытой скважине, стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости, промывают и осваивают скважину, при этом в качестве указанной эмульсии используют эмульсию состава, об.%:

дисперсионная среда - растворительпарафинов нефтяной-дистиллят40-42эмульгатор «Ялан-Э-1»5-822-24%-ный водный раствор ингибированнойсоляной кислоты50-55

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2007 года RU2304710C1

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2004
  • Котов А.Н.
  • Румянцева Е.А.
  • Лысенко Т.М.
RU2255215C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ 2003
  • Орлов Г.А.
  • Мусабиров М.Х.
  • Кадыров Р.Р.
RU2247825C1
СПОСОБ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН 1998
  • Кудинов В.И.
  • Богомольный Е.И.
  • Сучков Б.М.
  • Каменщиков Ф.А.
RU2144616C1
ОБРАТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1992
  • Глущенко В.Н.
  • Поздеев О.В.
  • Ермаков О.Л.
  • Матяшов С.В.
  • Чапланов П.Е.
  • Изместьев А.Ф.
RU2019688C1
СОСТАВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И СПОСОБ ЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ 1999
  • Позднышев Г.Н.
  • Манырин В.Н.
  • Досов А.Н.
  • Манырин В.Н.
  • Савельев А.Г.
  • Савельев В.Г.
RU2173776C2
Обратная эмульсия для обработки призабойной зоны пласта 1991
  • Глущенко Виктор Николаевич
  • Поздеев Олег Вениаминович
  • Хайруллин Рашит Набиевич
SU1838596A3
Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта 1980
  • Мартынцив Орест Федорович
  • Кендис Мойсей Шейликович
  • Глущенко Виктор Николаевич
  • Скляр Владимир Тихонович
  • Конышев Борис Иванович
  • Бойко Владимир Васильевич
  • Марухняк Вячеслав Николаевич
  • Букатчук Василий Тарасович
  • Мирзоян Леонид Эдуардович
SU898047A1
US 4505828 A, 19.03.1985.

RU 2 304 710 C1

Авторы

Ибрагимов Наиль Габдулбариевич

Валеев Мудаир Хайевич

Ханнанов Рустэм Гусманович

Юсупов Булат Назипович

Даты

2007-08-20Публикация

2006-09-19Подача