RU2054533C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины - Google Patents

Способ обработки призабойной зоны скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2054533C1
RU2054533C1 SU5039378A RU2054533C1 RU 2054533 C1 RU2054533 C1 RU 2054533C1 SU 5039378 A SU5039378 A SU 5039378A RU 2054533 C1 RU2054533 C1 RU 2054533C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
technological solution
hydrocarbon solvent
treatment
hole formation
Prior art date
Application number
Other languages
English (en)
Inventor
Иван Алексеевич Новомлинский
Владимир Петрович Заяц
Вениамин Дмитриевич Куртов
Original Assignee
Вениамин Дмитриевич Куртов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Вениамин Дмитриевич Куртов filed Critical Вениамин Дмитриевич Куртов
Priority to SU5039378 priority Critical patent/RU2054533C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2054533C1 publication Critical patent/RU2054533C1/ru

Links

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Способ обработки призабойной зоны скважины в условиях высоких температур с терригенными коллекторами включает закачку в скважину технологического раствора, продавливание последнего в пласт и выдержку его в пласте для реагирования с последующим введением скважины в эксплуатацию. В качестве технологического раствора используют состав, содержащий компоненты при следующем их соотношении, мас.%: гидроксид натрия или калия 10 - 40%-ной концентрации 5,0 - 10,0; эмульгатор-стабилизатор ЭС-2 3,0 - 5,0; метанол 1,0 - 3,0; углеводородный растворитель - остальное, в качестве углеводородного растворителя применяют конденсат, легкую нефть, дизтопливо или керосин. 1 з. п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки в призабойную зону растворителей [1]
Данный способ позволяет снизить поверхностное натяжение на границе раздела нефти с водой и уменьшить капиллярное давление в порах скелета горных пород.
Более близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в нее технологического раствора, продавливание последнего в пласт и выдержку его в пласте для реагирования с последующим введением скважины в эксплуатацию [2]
Данный способ эффективен только в случае ухудшения проницаемости за счет отложения асфальтенов и парафина. Во всех других случаях способ не эффективен. Кроме того, способ имеет еще ряд недостатков: многокомпонентность, трудность приготовления, применение дефицитных материалов. Применение в больших объемах (до 29,73%) метанола делает работы крайне опасными.
Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны высокотемпературной скважины с терригенными коллекторами.
Цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в нее технологического раствора, продавливание последнего в пласт и выдержку его в пласте для реагирования, при обработке высокотемпературной скважины с терригенными коллекторами в качестве технологического раствора используют состав, содержащий компоненты при следующем их соотношении, мас.
Гидроксид натрия
или калия 10-40%-ной концентрации 5,0-10,0
Эмульгатор-ста- билизатор ЭС-2 30-5,0 Метанол 1,0-3,0
Углеводородный растворитель Остальное
В качестве углеводородного растворителя применяют конденсат, легкую нефть, дизтопливо или керосин.
Способ осуществляют следующим образом.
Приготавливают применяемый состав технологического раствора, после чего его закачивают в призабойную зону скважины. Скважину оставляют под давлением для реагирования компонентов раствора с горными породами продуктивного пласта, например, на 24 ч, а затем скважину пускают в работу.
Эффект при обработке данным способом достигается за счет следующего.
Метанол понижает силы поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Это благоприятно влияет на удавление связанной воды, находящейся в порах пласта. Кроме того, при попадании молекул метанола на породу продуктивного пласта происходит обезвоживание глинистого материала. Обезвоживание вызывает появление трещин между агрегатами глинистых частиц и зернами породы. По трещинам обеспечивается проникновение технологического раствора в глубину пласта, что увеличивает объем обработки.
Эмульгатор-стабилизатор "ЭС-2" способствует стабилизации действия технологического раствора, улучшает эмульгирование его компонентов в углеводородном растворителе, обеспечивает их более равномерное распределение. Улучшает процессы эмульгирования в порах пласта, что тоже способствует улучшению проницаемости в обрабатываемой части пласта.
Применение гидроксида натрия или калия обеспечивает разрушение каркаса глинистого материала, сложенного в основном из кварца, такое же действие оказывается и на кремнийсодержащие породы. Реакция идет по такой схеме:
2NaOH + SiO2 Na2SiO3 + H2O
Силикат Na2SiO3 является хорошим эмульгатором, хорошо растворим в воде и не смешивается в углеводородной среде. А так как молекулы SiO2 являются связующими звеньями в глинистых частицах, то связь между ими нарушается. Окислы металлов (Al2O3 и др.), входящие в состав глинистой частицы, после воздействия NaOH или КОН на нее, оказавшиеся после этого вне молекулярной связи с другими элементами, превращаются в мелкодисперсные частицы и легко выносятся по каналам нефтяного пласта в момент циркуляции. В результате улучшается процесс очистки призабойной зоны скважины.
Диспергированию разрушенных частиц помогает следующее.
Так как в углеводородном растворителе всегда имеются нафтеновые кислоты, то в ходе взаимодействия гидроксида натрия или калия образуются соли нафтеновых кислот, являющиеся поверхностно-активными веществами. Эти ПВВ не только активные диспергаторы, но в значительной степени снижают адгезию частиц (глинистых, асфальто-смолистых и др.) к породе продуктивного пласта. В результате активно разрушается корочка из таких частиц, оставшаяся на стенках скважины и в порах породы пласта после бурения, освоения или в нагнетательных скважинах при нагнетании недостаточно очищенной воды. В нефтяных такая "корочка" образуется от прилипания парафина, асфальто-смолистых и других частиц.
В процессе воздействия гидроксида натрия на метанол образуются алкоголяты, снижающие межфазное натяжение скважинной жидкости до 8-10 эрг/м2. Это дополнительно повышает эффективность разрушения названных корочек и прилипших к порам продуктивного пласта частиц. Это способствует увеличению проницаемости. Образовавшиеся ПАВ и метанол хорошо распределяются в углеводородном растворителе. Поэтому после растворения всех компонентов, входящих в состав технологического раствора, получается однородная масса, которая с течением времени не отслаивается. При попадании в такой раствор продуктов реакции и прокачивании его дальше в пласт не закупориваются поры пласта. При этом не происходит значительного повышения гидравлических сопротивлений.
Углеводородный растворитель (конденсат, нефть и др.), составляющий 82-91% от массы технологического раствора, растворяет асфальто-смолисто-парафиновые материалы, которые находятся в закупоренных порах пласта. Растворение ускоряется за счет метанола и гидроксида натрия или калия за счет снижения межфазного натяжения на границе фаз: нефть-раствор щелочи.
П р и м е р. Способ применили при обработке призабойной зоны на скважине N 82-Анастасьевка. Данные по скважине: эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спущена на глубину 4701 м. Интервал перфорации: 4482-4557 м. На скважине нет приемистости. Пpизабойная зона загрязнена глинистым раствором. Продуктивные отложения представлены теригенными отложениями: песчаник с аргиллитом. Забойная температура 127оС.
Для обработки скважины приготовили 6 м3 технологического раствора, смешав следующее количество компонентов: нефти 4440 л, щелочи NaOH 40%-ной концентрации 1200 л, эмульгатора-стабилизатора "ЭС-2" 240 л и метанола 120 л. Весь приготовленный раствор накачали в колонну НТК и продавили нефтью на забой скважины. После этого раствор задавили в продуктивный пласт при давлении 300 кгс/см2 и скважину остановили на 24 ч для реагирования. После этого скважину освоили с помощью газлифта и получили приток нефти 15 т в сутки.
Способ эффективен при обработке как нефтяных, так и нагнетательных скважин с терригенными коллекторами, сложенных глинистыми и кремнийсодержащими породами. Особенно эффективен способ на больших глубинах с забойной температурой больше 120оС, где кислотные растворы не могут быть применены из-за их малой активности в таких условиях.

Claims (1)

1. СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ, включающий закачку в нее технологического раствора, продавливание последнего в пласт и выдержку его в пласте для реагирования с последующим введением скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что при обработке высокотемпературной скважины с терригенными коллекторами в качестве технологического раствора используют состав, содержащий компоненты при следующем соотношении, мас.%:
Гидроксид натрия или калия 10 - 40%-ной концентрации - 5 - 10
Эмульгатор-стабилизатор ЭС-2 - 3 - 5
Метанол - 1 - 3
Углеводородный растворитель - Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя используют конденсат, легкую нефть, дизельное топливо или керосин.
SU5039378 1992-01-31 1992-01-31 Способ обработки призабойной зоны скважины RU2054533C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5039378 RU2054533C1 (ru) 1992-01-31 1992-01-31 Способ обработки призабойной зоны скважины

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5039378 RU2054533C1 (ru) 1992-01-31 1992-01-31 Способ обработки призабойной зоны скважины

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2054533C1 true RU2054533C1 (ru) 1996-02-20

Family

ID=21602823

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU5039378 RU2054533C1 (ru) 1992-01-31 1992-01-31 Способ обработки призабойной зоны скважины

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2054533C1 (ru)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Проспект ВДНХ СССР. Метод увеличения продуктивности скважин. ВНИИОЭНГ, N 4610, 1982. 2. Патент США N 3830737, кл. E 21B 43/00, опубл. 1974. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3375872A (en) Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution
CA1221822A (en) Fracturing fluid breaker system which is activated by fracture closure
US3556221A (en) Well stimulation process
US5358052A (en) Conditioning of formation for sandstone acidizing
US4044831A (en) Secondary recovery process utilizing water saturated with gas
US5110487A (en) Enhanced oil recovery method using surfactant compositions for improved oil mobility
US3548945A (en) Method for acidizing siliceous formations
US6935426B1 (en) System and method for polymer filter cake removal
US4110224A (en) Secondary recovery process utilizing water saturated with gas
RU2074957C1 (ru) Способ повышения продуктивности скважины
US3754599A (en) Use of micellar solutions to improve perforating process
RU2467163C1 (ru) Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта
US5099924A (en) Conditioning of formation for sandstone acidizing
RU2054533C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны скважины
US3525397A (en) Method of temporarily plugging an earth formation
RU2540767C1 (ru) Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора
US2796131A (en) Process for improving the oil-water ratio of oil and gas wells
RU2232262C2 (ru) Способ разработки нефтяных месторождений
RU2181832C2 (ru) Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин
US4187185A (en) Oil recovery process using oxyalkylated additives
US4226731A (en) Secondary recovery process utilizing sulfonated polyphenols
RU2140531C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта
US4298479A (en) Secondary recovery process utilizing thickened water
RU2817425C1 (ru) Способ ограничения водопритока в скважину
RU2307240C1 (ru) Способ разработки нефтяного месторождения