RU2054533C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны скважины Download PDFInfo
- 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
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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) |
-
1992
- 1992-01-31 RU SU5039378 patent/RU2054533C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
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 |