СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПОЗИЦИИ "ГТК-100" Российский патент 2008 года по МПК E21B43/16 

Настоящее изобретение относится к области добычи нефти и предназначено для увеличения производительности нефтедобывающих скважин - интенсификации притока нефти из продуктивного пласта.

Известен способ интенсификации добычи нефти путем воздействия на продуктивный пласт импульсами гидродинамического давления, которые обеспечивают путем спуска в скважину камеры на лифтовой колонне труб, сообщения полости камеры с продуктивным пластом и создания в камере периодических депрессий и репрессий с помощью плунжера, который спускают в камеру на канате, перемещают плунжер из одного положения в другое и переводят камеру в разные режимы работы (см., например, Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. Москва, Недра, 1990, с.106-109).

Недостатком известного способа является то, что он требует дополнительных средств для реализации способа, не может быть реализован непосредственно в процессе эксплуатации. Продуктивный пласт, в его прискважинной зоне, зачастую не удается обработать в полной мере (по всей его матрице) до такой степени, чтобы он дренировал продукцию всей его толщиной.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет возможности дренирования продукции пластом всей толщиной.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ интенсификации добычи нефти включает активацию в прискважинной зоне сети микротрещин продуктивного пласта, повышающих его проводимость, последующую обработку прискважинной зоны продуктивного пласта композицией в следующем виде, мас.%:

Нафтенат натрия85÷95Нефтенол МЛ0,5÷1,5Нефрас АК0,2÷0,7Газовый конденсат или дизельное топливо 5÷9

и кислотой, оставление скважины на реагирование и последующее дренирование продуктивного пласта для очистки от продуктов реакции.

Кроме того:

объем композиции принимают из расчета 0,5-1 м³ смеси на 1 м толщины продуктивного пласта;

для обработки прискважинной зоны продуктивного пласта осуществляют закачку композиции и кислоты одновременно;

для обработки прискважинной зоны продуктивного пласта осуществляют закачку композиции и кислоты последовательно, причем в первую очередь закачивают композицию, а затем - кислоту;

скважину оставляют на реагирование под давлением в течение 4-6 час;

в качестве кислоты применяют 14% водный раствор соляной кислоты.

Сущность изобретения заключается в том, что для обеспечения необходимой продуктивности скважины необходима фильтрация всей матрицей продуктивного пласта, а не только высокопроницаемыми пропластками. Решение данной проблемы при обычных обработках возможно либо при увеличении скорости закачки реагентов (давления), либо при применении реагентов, обеспечивающих блокирование - изоляцию наиболее проводящих - высокопроницаемых каналов продуктивного пласта. Однако в большинстве случаев реагенты, блокирующие высокопроницаемые каналы, требуют в дальнейшем либо их разрушения, либо дополнительных работ по обеспечению их выноса после обработки прискважинной зоны пласта. Также определенные сложности возникают при обработках обводненных скважин, продукция которых представляет собой трехфазную систему, и предусмотреть все возможные химические реакции в данной системе весьма затруднительно. Поэтому наиболее перспективной для данных условий может быть принята разработанная в соответствии с настоящим изобретением композиция ГТК-100, являющаяся сложной системой из смеси нафтеновых кислот, щелочей и поверхностно-активных веществ (ПАВ). Эта композиция обеспечивает при селективной реакции с минерализованной водой образование вязкопластичного материала, блокирующего высокопроницаемые обводненные зоны пласта. Эта композиция обеспечивает также растворение смолистых веществ в прискважинной зоне продуктивного пласта, преобразование парафиновых отложений и снижение вязкости нефти. Полный технологический процесс заключается в применении композиции ГТК-100 совместно с кислотами для достижения заданного уровня интенсификации добычи нефти. Композиция ГТК-100 представляет собой смесь нафтената натрия - 85÷95%, «Нефтенола МЛ» - 0,5÷4,50%, «Нефраса АК» - 0,2÷0,7%, газового конденсата или дизельного топлива - 5÷9%.

При применении данной технологии значительно увеличивается приток нефти, а также межремонтный период работы скважины.

Результатом применения предлагаемой технологии является увеличение производительности скважин вследствие уменьшения гидравлических сопротивлений, снижения вязкости пластовых флюидов и силы сцепления частиц породы, происходит очистка призабойной зоны от отложений и увеличивается проницаемость.

Способ осуществляют следующим образом.

В процессе эксплуатации скважины осуществляют контроль за ее продукцией, в частности контролируют стабильность дебита нефти, а также содержание воды в добываемой нефти. При падении дебита или содержании воды в нефти выше допустимого уровня принимают меры по интенсификации добычи нефти. Для этого осуществляют обработку всей матрицы продуктивного пласта в прискважинной зоне физическим методом для активации в прискважинной зоне сети микротрещин продуктивного пласта. Это осуществляют, например, путем создания давления, на 10-15% меньшего давления гидроразрыва, или путем воздействия на продуктивный пласт волнами сжатия и разрежения, обеспечивающими активацию сети микротрещин. Для этого в процессе эксплуатации генерируют импульсы гидродинамического давления в скважине путем периодического взаимодействия жидкости (нефти) в лифтовой колонне труб и ее заколонном пространстве в режиме предотвращения взаимной компенсации импульсов гидродинамического давления. После активации сети микротрещин осуществляют обработку прискважинной зоны продуктивного пласта композицией ГТК-100 с кислотами или их растворами. Применяют соляную кислоту, плавиковую, глинокислоту.

Конкретный пример реализации способа.

По способу осуществляют активацию сети микротрещин продуктивного пласта, для чего, например, создают давление в скважине ниже давления гидроразрыва и выдерживают это давление до раскрытия трещин. В качестве другого варианта возможно воздействие на продуктивный пласт волнами сжатия и разрежения. Для этого в стандартной компоновке НКТ устанавливают известное устройство золотникового типа на штанге погружного насоса для обеспечения периодического сообщения жидкости в НКТ и их заколонном пространстве. Генерируют импульсы гидродинамического давления в скважине в режиме предотвращения взаимной компенсации импульсов гидродинамического давления. Для этого предусматривают перекрытие источника импульсов давления до момента прихода к нему отраженной от свободной поверхности отраженной волны - волны разрежения. В этом случае длительность действия источника в течение одного цикла должна быть менее отношения двойного расстояния от источника импульсов до свободной поверхности в заколонном пространстве НКТ к скорости звука в жидкости. Воздействия гидродинамическими волнами давления продолжают до активации сети микротрещин, что контролируют геофизическими методами.

После активации сети микротрещин в прискважинной зоне продуктивного пласта осуществляют закачку композиции ГТК-100. Для этого производят обвязку устья скважины с применением агрегатов ЦА-320 и СИН-32 через тройник по стандартной технологии. Систему опрессовывают давлением 15-20 МПа.

Заколонное пространство скважины герметизируют и определяют приемистость продуктивного пласта закачкой воды.

Обеспечивают наличие композиции ГТК-100 и кислоты. Композицию ГТК-100 принимают, например, при следующем соотношении компонентов, мас.%: нафтенат натрия - 91, «Нефтенол МЛ - 1,0, «Нефрас АК - 0,5, дизельное топливо - 7,5. Все компоненты композиции ГТК-100 выпускаются промышленностью. Нафтенат натрия выпускают в соответствии с ТУ 0258-001-10105754-97. Нефтенол МЛ - подвижная пенящаяся жидкость, представляет собой многокомпонентную смесь анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ и выпускается по ТУ 2481-056-17197708-00. Нефрас АК выпускают по ГОСТ 443-76.

Закачку композиции осуществляют по одному из двух вариантов.

1. В насосно-компрессорные трубы (НКТ) при открытом заколонном пространстве закачивают приготовленный в зависимости от приемистости скважины и мощности ее фильтровой части объем ГТК-100 из расчета 0,5-1 м³ смеси на 1 м толщины пласта и 14% и водный раствор соляной кислоты, с одновременной закачкой через тройник, и доводят до башмака НКТ.

2. Второй вариант закачки осуществляют последовательно, порционно. При этом в первую очередь закачивают композицию ГТК-100, а затем - кислоту.

Давление закачки определяют исходя из приемистости пласта. Затрубное пространство скважины герметизируют, и смесь продавливают в пласт технической водой.

Скважину оставляют на реагирование под давлением на 4-6 часов. Затем осуществляют дренирования пласта для очистки от продуктов реакции и продолжают эксплуатацию.

Настоящее изобретение относится к области добычи нефти и предназначено для увеличения производительности нефтедобывающих скважин - интенсификации притока нефти из продуктивного пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности дренирования продукции пластом всей толщиной. Сущность изобретения: по способу осуществляют активацию в прискважинной зоне сети микротрещин продуктивного пласта, повышающих его проводимость. Затем осуществляют обработку прискважинной зоны продуктивного пласта композицией «ГТК-100» в следующем виде, мас.%: нафтенат натрия - 85-95; Нефтенол МЛ - 0,5-1,5; Нефрас АК - 0,2-0,7; газовый конденсат или дизельное топливо - 5-9 и кислотой. Оставляют скважину на реагирование и последующее дренирование продуктивного пласта для очистки от продуктов реакции. 5 з.п. ф-лы.

1. Способ интенсификации добычи нефти, включающий активацию в прискважинной зоне сети микротрещин продуктивного пласта, повышающих его проводимость, последующую обработку прискважинной зоны продуктивного пласта композицией в следующем виде, мас.%:

Нафтенат натрия85÷95Нефтенол МЛ0,5÷1,5Нефрас АК0,2÷0,7Газовый конденсат или дизельное топливо5÷9

и кислотой, оставление скважины на реагирование и последующее дренирование продуктивного пласта для очистки от продуктов реакции.