RU2183742C2 - Способ обработки продуктивной зоны пласта - Google Patents
Способ обработки продуктивной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2183742C2 RU2183742C2 RU2000120633A RU2000120633A RU2183742C2 RU 2183742 C2 RU2183742 C2 RU 2183742C2 RU 2000120633 A RU2000120633 A RU 2000120633A RU 2000120633 A RU2000120633 A RU 2000120633A RU 2183742 C2 RU2183742 C2 RU 2183742C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- well
- water
- acid solution
- volume
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке продуктивной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине. Способ включает герметизацию затрубного пространства, промывку призабойной зоны скважины от асфальтосмолистых и парафиновых отложений путем нагнетания в пласт растворителя, циклическую закачку порций раствора кислоты и углеводородной жидкости, технологическую выдержку на период реакции. После закачки растворителя асфальтосмолистых и парафиновых отложений нагнетают воду в пласт при давлении, достигающем давления раскрытия трещин, в объеме не менее одного объема скважин. Затем последовательно прокачивают порции равных объемов раствора кислоты и углеводородной жидкости в пласт. Продавливают их вместе с продуктами реакции в глубь пласта водой в объеме, не менее суммарного объема всех порций углеводородной жидкости и раствора кислоты. Оставляют скважину в покое на период гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты и водой. Затем в течение суток плавно снижают давление на устье герметизированной скважины с помощью дросселя. После чего пускают скважину в работу. Технический результат: повышение производительности скважин и предотвращение загрязнения окружающей среды. 3 з.п.ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке продуктивной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем промывки скважины с максимальным расходом воды до полной замены бурового раствора в скважине, медленной промывки тремя-четырьмя порциями 5-6% раствора соляной кислоты по 0,3-0,4 м3 каждая, закачиваемыми через каждые 15-20 мин с добавлением в последнюю порцию 2-3% фтористой кислоты.
После выхода на поверхность последней порции кислоты расход промывочной воды увеличивают до 10-12 л/с и продолжают промывку ствола в течение 1,5-2 ч. При открытой затрубной задвижке закачивают кислоту в скважину. После подъема головной части кислотного раствора в затрубном пространстве на 20 м выше кровли пласта затрубную задвижку закрывают и оставшийся объем кислоты закачивают в пласт с малой производительностью насосов. Выдавливают кислоту из скважины в пласт расчетным объемом продавочной воды, после чего скважину оставляют в покое на время завершения реакции кислоты в пласте. По завершении реакции скважину открывают для отбора пластового флюида при допустимой депрессии на пласт [Справочник по добыче нефти. Том II под редакцией проф. Муравьева И.М. ГНТИ нефтяной и горно-топливной литературы. М.: - 1959. - С. 99].
Основным недостатком способа является невозможность его применения в коллекторах с развитой трещиноватостью. При промывке скважины водой могут создаваться избыточные давления в призабойной зоне скважины, сопровождаемые поглощениями бурового раствора и воды и закупоркой каналов фильтрации твердой фазой, в результате чего попытки очистить призабойную зону пласта при пробной эксплуатации оказываются неэффективными.
Известен способ одновременной обработки двух изолированных зон карбонатного пласта с использованием кислоты, закачиваемой под давлением гидроразрыва пласта для образования трещин в пласте. Для обработки верхней зоны в кольцевое пространство закачивают раствор кислоты пониженной плотности, а в нижнюю зону через колонну НКТ - кислоту более высокой плотности [патент США 5322122, МПК5 Е 21 В 43/27].
Основным недостатком является то, что при существующих высокопроницаемых трещинах в пласте гидроразрыв создать невозможно, т.е. невозможно образовать новые трещины. Кроме того, после завершения реакции кислоты с породой, которая длится не более 1 мин, происходит резкое снижение давления в призабойной зоне скважины, что приводит к деформации коллектора, сопровождаемой не только смыканием созданных трещин во время гидроразрыва пласта, но и обрушением скелета горных пород, приводящим к закупорке каналов фильтрации.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки тампонирующего материала, устойчивого к действию кислоты, и раствора кислоты [Способ обработки призабойной зоны скважины. Патент РФ 2114296, МПК6 Е 21 В 43/27]. Тампонирующий материал закачивают при повышенном давлении для изоляции высокопроницаемых трещин. Начальное давление закачки последующего раствора устанавливают равным конечному давлению закачки предыдущего раствора. Закачку тампонирующего материала производят в большем объеме, чем раствор кислоты. По окончании закачки растворов проводят технологическую выдержку. Закачку тампонирующего материала и раствора кислоты проводят циклически. После завершения всех работ пускают скважину и очищают ее от продуктов реакции и тампонирующего материала.
Недостатком данного способа является закупорка высокопроницаемых зон в процессе проведения работ на скважине, что существенно влияет на эффективность воздействия на пласт из-за невозможности осуществления очистки трещин от тампонирующего материала.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины - патент РФ 2117145, МПК6 Е 21 В 43/25. Способ предусматривает промывку скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной их задавкой в призабойную зону скважины. Затем проводят вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. Заполняют интервал продуктивного пласта раствором для обработки призабойной зоны скважины и продавливают его нефтью в призабойную зону скважины. Проводят технологическую выдержку и снова проводят вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. Затем повторяют операции по очистке призабойной зоны скважины от асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений несколько раз, увеличивая объем растворителя по сравнению с объемом предыдущей порции растворителя в 1,15-1,25 раз.
Основным недостатком данного способа является необходимость проведения откачки продуктов реакции после каждого цикла воздействия на пласт. При низких скоростях откачки продуктов реакции они могут накапливаться в зоне перфорации эксплуатационной колонны, перекрывая ее, что приведет к снижению продуктивности скважины.
Кроме того, вакуумно-импульсное воздействие может применяться только в том случае, если пласт представляет собой породу, не разрушающуюся при воздействии на нее. В слабосцементированных породах после воздействия и откачки продуктов реакции в нижней части эксплуатационной колонны в этом случае вместе с продуктами реакции будет образовываться осадок частиц породы, перекрывающий зону перфорации.
В предлагаемом изобретении решается задача повышения производительности скважины путем увеличения зоны дренирования и предупреждения накопления продуктов реакции и частиц горной породы в призабойной зоне пласта (ПЗП) при проведении воздействия на карбонатный пласт. Задача решается тем, что в способе обработки ПЗП, включающем герметизацию затрубного пространства, промывку ПЗП от асфальтосмолистых и парафиновых отложений путем нагнетания в пласт растворителя, циклическую закачку порций раствора и углеводородной жидкости, технологическую выдержку на период реакции, после закачки растворителя асфальтосмолистых и парафиновых отложений нагнетают воду в пласт при давлении, достигающем давления раскрытия трещин, и в объеме не менее одного объема скважины, затем последовательно прокачивают порции равных объемов раствора кислоты и углеводородной жидкости в пласт и продавливают их вместе с продуктами реакции в глубь пласта водой в объеме не менее суммарного объема всех порций нефти и раствора кислоты и оставляют скважину в покое на период гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты, а затем в течение суток плавно снижают давление на устье герметизированной скважины с помощью дросселя, после чего пускают скважину в работу. При этом первую порцию раствора кислоты закачивают объемом 5-10 м3 концентрацией не более 5%, а все последующие порции раствора кислоты в таких же объемах - от 10 до 15% концентрации. В качестве углеводородной жидкости могут быть использованы маловязкая беспарафинистая и не содержащая асфальтосмолистых веществ нефть, конденсат, дизтопливо и другие.
Для предупреждения выхода продуктов реакции и воды из скважины совместно с добываемой продукцией скважину пускают в работу после периода гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты и водой, определяемого по стабилизации давления на устье скважины при его снижении после нагнетания последней порции воды. Для предупреждения деформации раскрытых трещин пласта и их закупорки обломками пород давление на устье скважины, установившееся после периода гравитационного замещения, перед ее пуском в работу плавно снижают с помощью дросселя в течение суток до рабочего давления, после чего открывают трубное пространство и пускают скважину в работу.
Способ осуществляют следующим образом.
Вначале герметизируют устье скважины. Призабойную зону пласта промывают от асфальтосмолистых отложений путем закачки в нее растворителя. Оставляют скважину в покое на период реакции. Затем закачивают воду в объеме, равном объему скважины, для удаления растворимых асфальтосмолистых отложений и парафина в глубь пласта и заполнения открытых трещин высокой проводимости. После закачки воды сразу же осуществляют нагнетание в призабойную зону пласта первой порции раствора кислоты в объеме 5-10 м3 5% концентрации. Оставляют скважину в покое на 5-10 мин на период реакции, после чего прокачивают порцию углеводородной жидкости объемом, равным объему раствора, с максимально возможной скоростью при давлении, достигающем давления начала раскрытия трещин низкой проводимости. Вновь закачивают порцию кислоты 10-15% концентрации в объеме 5-10 м3 при том же давлении нагнетания и оставляют скважину в покое на 5-10 мин на период реакции. Продавливают в глубь пласта продукты реакции углеводородной жидкостью. Операции по закачке раствора кислоты и углеводородной жидкости повторяют до тех пор, пока давление нагнетания не снизится на 10-20% от максимального давления нагнетания при одной и той же производительности насосов. Затем нагнетают воду для удаления продуктов реакции по трещинам в глубь пласта в объеме, равном объему скважины, с более высокой производительностью насосов при давлении, равном начальному давлению нагнетания раствора кислоты 5% концентрации. Оставляют скважину в покое на период гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты и водой. При этом окончание периода гравитационного замещения определяют по давлению, установившемуся при его снижении до стабильного значения на устье скважины после окончания процесса нагнетания воды в пласт. Открывают скважину и плавно снижают давление в трубном пространстве с помощью дросселя в течение одних суток до рабочего давления для предупреждения выноса продуктов реакции из пласта в ствол скважины и деформации породы, после чего пускают скважину в работу.
Пример.
В качестве примера рассмотрим ситуацию, сложившуюся при эксплуатации газонефтяной скважины глубиной 4100 м и проработавшей в течение 7 лет. При проведении капитального ремонта на скважине из нее извлекли насосно-компрессорные трубы (НКТ), нижняя часть которых была забита асфальтосмолистыми отложениями. И вновь спустили НКТ в скважину. Герметизировали устье скважины, произвели закачку 1 м3 бензола в качестве растворителя парафиносмолистых отложений в ПЗП и пустили скважину в эксплуатацию. Произвели измерение дебита нефти и газа, замерили давление на забое. Дебит нефти был примерно на 10 м3/сут выше по сравнению с начальным, замеренным до обработки пласта бензолом. Было принято решение воздействовать на карбонатный коллектор пласта, чтобы повысить производительность скважины. В нее закачали 200 м3 воды, затем 5% раствор соляной кислоты объемом 5 м3, продавили ее в пласт 5-ю м3 конденсата, снова закачали кислоту 15% концентрации и объемом 5 м3 и снова продавили ее конденсатом. Подобные операции повторили 10 раз. После 10-ой закачки раствора кислоты давление нагнетания снизилось на 4 МПа. При закачке последней порции конденсата увеличили производительность насосов до 22 л/с и восстановили начальное давление нагнетания 35 МПа. Закачали воду объемом 200 м3 и оставили скважину в покое на 15 суток. Давления в закрытой скважине после остановки процесса нагнетания воды в пласт составили в трубном - 18,5 МПа и в затрубном - 25 МПа. Через 14 суток давление на устье скважины снизилось до 10 МПа и стабилизировалось на этом уровне. С помощью регулируемого дросселя в течение суток плавно снизили давление в затрубном пространстве и пустили скважину в эксплуатацию. При пуске скважины выходящая нефть не содержала в своем составе воду и продукты реакции кислоты с породой. Произвели измерение дебитов нефти и газа. Дебит нефти и газа увеличился в 3,5 раза. Замеренное давление на забое с помощью глубинного манометра оказалось выше на 5 МПа от ранее замеренного до проведения воздействия на пласт, что свидетельствовало о снижении депрессии на пласт за счет увеличения зоны дренирования и создания новых каналов фильтрации.
Применение предлагаемого способа повышает производительность скважин, так как предусматривает высокую степень воздействия на карбонатный пласт и удаление отложений, продуктов реакции в глубь пласта, что предотвращает загрязнение окружающей среды.
Claims (4)
1. Способ обработки продуктивной зоны пласта, включающий промывку призабойной зоны скважины от асфальтосмолистых и парафиновых отложений путем нагнетания в пласт растворителя, циклическую закачку порций раствора кислоты и углеводородной жидкости, технологическую выдержку на период реакции, отличающийся тем, что герметизируют устье скважины, закачивают растворитель асфальтосмолистых и парафиновых отложений в пласт, после чего нагнетают воду при давлении, достигающем давления раскрытия трещин, и в объеме не менее одного объема скважины, затем в пласт последовательно прокачивают порции равных объемов раствора кислоты и углеводородной жидкости и продавливают их вместе с продуктами реакции в глубь пласта водой в объеме, не менее суммарного объема всех порций углеводородной жидкости и раствора кислоты, оставляют скважину в покое на период гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты и водой, затем в течение суток плавно снижают давление на устье герметизированной скважины с помощью дросселя, после чего пускают скважину в работу.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что период гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты и водой устанавливают по стабилизации давления на устье герметизированной скважины при его снижении после закачки последней порции воды.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первая порция раствора кислоты составляет 5-10 м3.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что концентрация первой порции раствора кислоты составляет 5%, а всех последующих 10-15%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000120633A RU2183742C2 (ru) | 2000-08-01 | 2000-08-01 | Способ обработки продуктивной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000120633A RU2183742C2 (ru) | 2000-08-01 | 2000-08-01 | Способ обработки продуктивной зоны пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2183742C2 true RU2183742C2 (ru) | 2002-06-20 |
RU2000120633A RU2000120633A (ru) | 2002-07-10 |
Family
ID=20238740
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000120633A RU2183742C2 (ru) | 2000-08-01 | 2000-08-01 | Способ обработки продуктивной зоны пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2183742C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451176C1 (ru) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2451160C1 (ru) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором |
RU2455478C1 (ru) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
RU2527085C1 (ru) * | 2013-09-24 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
-
2000
- 2000-08-01 RU RU2000120633A patent/RU2183742C2/ru active
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2455478C1 (ru) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
RU2451176C1 (ru) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2451160C1 (ru) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором |
RU2527085C1 (ru) * | 2013-09-24 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2162934C2 (ru) | Способ гравийной набивки вскрытого промежутка подземного пласта | |
RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
CA2588916A1 (en) | Method for operating a well jet device in the conditions of a formation hydraulic fracturing | |
RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
RU2183742C2 (ru) | Способ обработки продуктивной зоны пласта | |
RU2703093C2 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта и устройство для его реализации | |
RU2135760C1 (ru) | Способ обработки пласта | |
US3743021A (en) | Method for cleaning well perforations | |
SU1709076A1 (ru) | Способ оборудовани фильтровой скважины | |
RU2296217C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2285794C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2740505C1 (ru) | Способ кислотной обработки открытого горизонтального ствола скважин | |
RU2183724C2 (ru) | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины | |
RU2537430C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
SU1668646A1 (ru) | Способ кислотной обработки продуктивного пласта | |
RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
RU2483200C1 (ru) | Способ гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта | |
SU1507958A1 (ru) | Способ создани гравийного фильтра в скважине | |
RU2146756C1 (ru) | Способ установки цементного моста в скважине | |
RU2354802C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
RU2704087C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления | |
RU2520989C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
RU2769862C1 (ru) | Способ реагентно-волновой гидроударной обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти | |
RU2724705C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
RU2055006C1 (ru) | Способ эксплуатации подземного резервуара сжатого газа |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20130123 |