RU2201499C2

RU2201499C2 - Process of treatment of face zone of oil well

Info

Publication number: RU2201499C2
Application number: RU2001103197A
Authority: RU
Inventors: Ф.А. Губайдуллин; Р.Р. Ибатуллин; Б.Е. Доброскок; С.В. Крупин; В.М. Хусаинов; Н.Ф. Гумаров; Г.Ф. Кандаурова; Н.Н. Кубарева; Р.З. Ризванов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть"
Priority date: 2001-02-05
Filing date: 2001-02-05
Publication date: 2003-03-27

Abstract

FIELD: oil and gas production, intensification of output of oil from flooded formations. SUBSTANCE: process of treatment of face zone of oil well includes successive injection of aqueous solution of polymer under pulse mode, then under mode of constant pressure. In process of injection of polymer solution under pulse mode there is used solution of following compositions, per cent by weight: polymer 0.001-0.005; polyglycol 5.0-15.0; water being the balance. Technological curing in this case lasts not less than 24 h, then circulation is carried out through circuit : " pumping unit-tubing string-pulsatorhole clearance-pumping unit ". After this injection is conducted under mode of constant pressure. Now polymer solution of following composition, per cent by weight, is utilized: polymer 1.5-10.0; polyglycol 10.0-30.0; oil being the balance. EFFECT: intensified oil output thanks to increased efficiency of reagent action on face zone of pool, formation of insulating screen most stable in time. 1 dwg, 1 tbl

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны (ОПЗ), и может быть использовано для интенсификации добычи нефти из обводненных пластов. The proposal relates to the oil industry, in particular to methods for processing the bottom-hole zone (BHP), and can be used to intensify oil production from flooded reservoirs.

Известен способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины [пат. RU 2094603, Е 21 В 43/25, 43/32; БИ 30 от 27.10.97], включающий закачку поверхностно-активного вещества (ПАВ), перед закачкой ПАВ определяют источник обводнения и обводненный пропласток, останавливают нагнетательные скважины, сообщающиеся по обводненному пропластку с обрабатываемой добывающей скважиной, проводят технологическую выдержку для снижения пластового давления в обводненном пропластке, проводят изоляцию обводненного пропластка с технологической выдержкой, заполняют зону перфорации интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора, содержащего ПАВ с концентрацией 0,1-1,0% и полиакриламид (ПАА) с концентрацией 0,01-0,1% и в его среде проводят импульсное воздействие давлением до возникновения приемистости скважины не менее 70% от приемистости ближайших нагнетательных скважин, а после закачки раствора ПАВ проводят вызов притока с депрессией на пласт в первые 10 суток не менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа. A known method of processing the bottom-hole zone of a watered production well [US Pat. RU 2094603, E 21 B 43/25, 43/32; BI 30 from 10.27.97], including the injection of a surface-active substance (surfactant), before the surfactant is injected, the source of watering and flooded interlayers are determined, injection wells that communicate through the flooded interlayers with the treated production well are stopped, technological exposure is carried out to reduce reservoir pressure in the flooded interlayers, isolate the flooded interlayers with technological endurance, fill the perforation zone with an intensifying liquid based on a saline aqueous solution containing AB with a concentration of 0.1-1.0% and polyacrylamide (PAA) with a concentration of 0.01-0.1% and in its medium perform a pulsed pressure action until a well injectivity of at least 70% of the injectivity of the nearest injection wells occurs, and after surfactant solution injections cause inflow with depression to the reservoir in the first 10 days of at least 4 MPa, followed by an increase to 6 MPa.

Способ позволяет за счет наличия интенсифицирующего солевого состава НПАВ проводить декольматацию пор в обрабатываемой зоне, а за счет комплексного воздействия НПАВ плюс ПАА создавать достаточно прочный водоизоляционный экран. The method allows due to the presence of an intensifying salt composition of nonionic surfactants to decolmatize pores in the treated zone, and due to the combined effect of nonionic surfactants plus PAA to create a sufficiently durable waterproofing screen.

Однако использование в качестве интенсифицирующего солевого водного состава НПАВ плюс ПАА носит ограниченный характер, так как при плотности водного раствора более 1,05 г/см³ происходит отрицательное его влияние на ОПЗ, в частности возможна обратная кольматация пор за счет изменения структуры ПАА, так как он при взаимодействии с солями жесткости образует надмолекулярные комплексы с размерами, превышающими размеры поровых каналов обрабатываемой зоны.However, the use of nonionic surfactants plus PAA as an intensifying salt water composition is limited, since at an aqueous solution density of more than 1.05 g / cm ³ its negative effect on SCR occurs, in particular, pore colmatation is possible due to a change in the structure of PAA, since when interacting with hardness salts, it forms supramolecular complexes with dimensions exceeding the dimensions of the pore channels of the treated zone.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта [см. а.с. ССР 1565129, Е 21 В 43/22; БИ 18 от 15.05.90], где перед закачкой водного раствора полимера в режиме постоянного давления осуществляют закачку водного раствора в импульсном режиме, причем режим постоянного давления закачки водного раствора полимера осуществляют после отслоения кольматирующих отложений с породы пласта, при этом при закачке в импульсном режиме концентрация полимера в водном растворе составляет 0,05-0,1 мас.%, а в режиме постоянного давления 1,5-10 мас.%. The closest in technical essence and the achieved result to the proposed is a method of processing the bottom-hole zone of the reservoir [see A.S. SSR 1565129, E 21 B 43/22; BI 18 from 05.15.90], where before the injection of the aqueous polymer solution in constant pressure mode, the aqueous solution is pumped in a pulsed mode, the constant pressure mode of injection of the aqueous polymer solution is carried out after the sedimentation deposits are detached from the formation rock, while in case of injection in the pulse mode the polymer concentration in the aqueous solution is 0.05-0.1 wt.%, and in the constant pressure mode, 1.5-10 wt.%.

Способ позволяет повысить качество изоляционных работ и предотвращать отложение асфальтосмолистых веществ на забое скважины. The method allows to improve the quality of insulation work and prevent the deposition of asphalt-resinous substances on the bottom of the well.

Недостатком способа является то, что при закачке полимера в импульсном режиме процесс декольматации отложений с породы пласта происходит неэффективно, т. к. удельная площадь поверхности обрабатываемой зоны небольшая по величине и неоднородная по смачиваемости, ингибирование отложений на поверхности за счет адсорбции полимера будет незначительно, а также то, что изоляционный экран, созданный полимером, не отличается устойчивостью и используется для временного водоограничения. The disadvantage of this method is that when the polymer is injected in a pulsed mode, the process of decolmating deposits from the formation rock is inefficient, since the specific surface area of the treated zone is small in size and non-uniform in wettability, the inhibition of deposits on the surface due to polymer adsorption will be negligible, and also the fact that the insulating screen created by the polymer is not stable and is used for temporary water limitation.

Решаемая техническая задача состоит в том, чтобы создать эффективный способ реагентного воздействия на призабойную зону скважины, повысить ее приемистость за счет использования при этом доступных реагентов. The technical problem to be solved is to create an effective way of reagent exposure to the bottomhole zone of the well, to increase its injectivity through the use of available reagents.

Целью предлагаемого изобретения является повышение интенсификации добычи нефти за счет повышения эффективности реагентного воздействия на призабойную зону пласта и создания наиболее устойчивого во времени изолирующего экрана. The aim of the invention is to increase the intensification of oil production by increasing the effectiveness of the reagent effect on the bottomhole formation zone and creating the most stable insulating screen in time.

Поставленная цель достигается описываемым способом обработки призабойной зоны нефтяной скважины, включающим последовательную закачку водного раствора полимера в импульсном режиме, а затем в режиме постоянного давления. The goal is achieved by the described method of processing the bottom-hole zone of an oil well, including sequential injection of an aqueous polymer solution in a pulsed mode, and then in constant pressure mode.

Новым является то, что при закачке в импульсном режиме используют раствор полимера следующего состава, вес.%:
- полимер типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д. - 0,001-0,005;
- полигликоль - 5,0-15,0;
- вода - остальное,
при этом ему дают технологическую выдержку не менее 24 ч, затем проводят циркуляцию его по схеме: насосный агрегат - насосно-компрессорные трубы - пульсатор - затрубное пространство - насосный агрегат, после чего переходят на закачку в режиме постоянного давления, при этом используют раствор полимера следующего состава, вес.%:
- полимер типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д.; - 1,5-10,0;
- полигликоль - 10,0-30,0;
- нефть - остальное.New is that when injected in a pulsed mode, a polymer solution of the following composition is used, wt.%:
- polymer type polyacrylamide (imported) - Alcoflood, Accotrol, Polydia, etc. - 0.001-0.005;
- polyglycol - 5.0-15.0;
- water - the rest,
at the same time, he is given a technological shutter speed of at least 24 hours, then he is circulated according to the scheme: pumping unit - tubing - pulsator - annulus - pumping unit, after which they switch to injection in constant pressure mode, using a polymer solution of the following composition, wt.%:
- polymer type polyacrylamide (imported) - Alcoflood, Accotrol, Polydia, etc .; - 1.5-10.0;
- polyglycol - 10.0-30.0;
- oil - the rest.

Проведенные исследования показали, что предлагаемый способ ОПЗ скважины за счет совокупности отличительных признаков позволял создать прочный, устойчивый во времени, надежный изоляционный экран, исключить возможность повторной кольматации пор пласта за счет создания депрессии на пласт и выноса продуктов взаимодействия на поверхность, что в свою очередь способствует повышению приемистости ПЗ и интенсификации добычи нефти. Studies have shown that the proposed method of SCR wells due to a combination of distinctive features made it possible to create a durable, time-stable, reliable insulating screen, to exclude the possibility of re-colmatization of the pores of the formation by creating depression on the formation and removal of interaction products to the surface, which in turn contributes to increase pick-up capacity and intensify oil production.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков, следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "существенные отличия". Of the available sources of patent and scientific and technical literature, we do not know the claimed combination of distinctive features, therefore, the proposed method meets the criterion of "significant differences".

На чертеже представлена технологическая схема осуществления способа обработки призабойной зоны нефтяной скважины. The drawing shows a flow diagram of a method for processing bottom-hole zone of an oil well.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения). The method is carried out in the following sequence (combined with an example of a specific implementation).

К колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 присоединяют забойный гидравлический пульсатор 2 (типа ПТ-89), затем спускают в скважину и устанавливают напротив обрабатываемого интервала пласта. После чего производят обвязку емкости 3, 4, 5 с закачиваемым раствором через насосный агрегат 6 (типа ЦА-320) с колонной НКТ, при этом выкидную задвижку 7 на устьевой арматуре закрывают и производят закачку раствора через нагнетательную линию в импульсном режиме. Downhole hydraulic pulsator 2 (type PT-89) is connected to the tubing string 1 (tubing) 1, then lowered into the well and installed opposite the treated interval of the formation. After that, the tanks 3, 4, 5 are strapped with the injected solution through the pump unit 6 (type CA-320) with the tubing string, while the shut-off valve 7 on the wellhead valve is closed and the solution is pumped through the discharge line in a pulsed mode.

Для приготовления закачиваемого раствора используют:
- полимер типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д.;
- полигликоль (отход) - ТУ 6-01-10-40-79;
- вода - техническая.To prepare the injected solution, use:
- polymer type polyacrylamide (imported) - Alcoflood, Accotrol, Polydia, etc .;
- polyglycol (waste) - TU 6-01-10-40-79;
- water - technical.

Рабочий объем закачиваемого раствора должен быть не менее 1,5 объема межтрубного пространства до глубины подвески насоса и внутреннего объема колонны НКТ. Исходя из этого используемые для приготовления закачиваемого раствора автоцистерны 3,4 типа АЦ емкостные имеют объем не менее 7 м³, в качестве запасной емкости устанавливают желобную емкость 5. После закачки расчетного объема водного раствора полимера, содержащего полигликоль, скважину останавливают, дают техническую выдержку не менее 24 ч, при которой происходит изменение смачиваемости и структуры порового пространства обрабатываемой зоны, затем проводят циркуляцию его по схеме: насосный агрегат - НКТ - пульсатор - затрубное пространство - насосный агрегат для создания депрессии на забое пласта с целью удаления продуктов реакции и очистки перфорационных каналов. После этого переходят на закачку в режиме постоянного давления, при этом используют состав при следующем содержании компонентов, вес. %:
- полимер [типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д.] - 1,5-10,0;
- полигликоль - 10,0-30,0;
- нефть - остальное,
что позволяет селективно проводить изоляцию водоносных пропластков за счет перераспределения потока состава в наиболее проницаемые - водоносные участки пласта.The working volume of the injected solution must be at least 1.5 of the annular volume to the depth of the pump suspension and the internal volume of the tubing string. Proceeding from this, 3.4 AC type tankers used for preparing the injected solution have a volume of at least 7 m ³ , a chute capacity 5 is installed as a reserve tank. After pumping the calculated volume of an aqueous solution of a polymer containing polyglycol, the well is stopped, technical shutdown is not allowed less than 24 hours, at which there is a change in the wettability and structure of the pore space of the treated zone, then it is circulated according to the scheme: pumping unit - tubing - pulsator - annulus - pumping unit to create depression on the bottom of the formation to remove reaction products and the purification of perforations. After that, they switch to the injection in constant pressure mode, while using the composition with the following content of components, weight. %:
- polymer [type polyacrylamide (imported) - Alcoflood, Accotrol, Polydia, etc.] - 1.5-10.0;
- polyglycol - 10.0-30.0;
- oil - the rest,
which allows selective isolation of aquifers due to the redistribution of the flow of the composition into the most permeable - aquifers.

Технологическую эффективность предлагаемого и известного способов определяли сравнением конечных результатов по стабильности, изолирующему эффекту и изменению проницаемости в лаборатории в сопоставимых условиях проведения экспериментов. Испытания проводили на линейных моделях пласта (насыпных пористых средах) в два этапа. Сначала моделировали импульсный режим закачки и подбор оптимальных концентраций закачиваемого раствора с точки зрения поставленной цели. The technological efficiency of the proposed and known methods was determined by comparing the final results on stability, insulating effect and permeability changes in the laboratory under comparable experimental conditions. The tests were carried out on linear reservoir models (bulk porous media) in two stages. First, we simulated a pulsed injection mode and selection of optimal concentrations of the injected solution from the point of view of the goal.

Проведенные исследования показали, что размер ассоциатов макромолекул ПАА в полигликоле значительно меньше средних размеров пор обрабатываемой зоны и составляет 0,6-1,8 мкм и 2,5-17 мкм соответственно против 1,5-15,8 по прототипу. The studies showed that the size of the associates of PAA macromolecules in polyglycol is significantly smaller than the average pore size of the treated zone and is 0.6-1.8 μm and 2.5-17 μm, respectively, against 1.5-15.8 for the prototype.

Исследования технологической эффективности предлагаемого способа показали, что при закачке технологического раствора в импульсном режиме при соотношении компонентов, вес.%:
- полимер [типа полиакриламид (импортный) - Alcoflood, Accotrol, Polydia и т.д.] - 0,001-0,005;
- полигликоль - 5,0-15,0;
- вода - остальное
происходит увеличение проницаемости в среднем на 50%, предлагаемый предел концентраций является оптимальным с экономической и технологической точки зрения - стабильности и устойчивости во времени. Объем закачиваемого раствора определяется по стабилизации давления при закачке его в пласт и составляет в среднем 1,5-2,0 м³ на 1 м мощности обрабатываемого пласта.Studies of the technological efficiency of the proposed method showed that when pumping the technological solution in a pulsed mode with a ratio of components, wt.%:
- polymer [type polyacrylamide (imported) - Alcoflood, Accotrol, Polydia, etc.] - 0.001-0.005;
- polyglycol - 5.0-15.0;
- water - the rest
there is an increase in permeability by an average of 50%, the proposed concentration limit is optimal from an economic and technological point of view - stability and stability over time. The volume of injected solution is determined by the stabilization of pressure when it is injected into the formation and averages 1.5-2.0 m ³ per 1 m of the thickness of the treated formation.

После обработки ПЗ в импульсном режиме давали технологическую выдержку на 24 ч для изменения смачиваемости и структуры поверхности порового пространства, после этого проводили циркуляцию этого состава с целью выноса продуктов реакции и очистки перфорационных каналов. After processing the PZ in a pulsed mode, technological exposure was given for 24 h to change the wettability and surface structure of the pore space, after which this composition was circulated in order to remove the reaction products and clean the perforation channels.

Затем переходят на закачку в режиме постоянного давления. Закачиваемый состав, изменяя свои структурные свойства, со временем переходит в вязкоупругую систему, представляющую собой надежный, устойчивый водоизолирующий экран. Эти свойства обусловлены более высокими адсорбирующими свойствами поверхности порового пространства, полученными в результате импульсной обработки ПЗ. Then they switch to the injection in constant pressure mode. The injected composition, changing its structural properties, eventually passes into a viscoelastic system, which is a reliable, stable water-insulating screen. These properties are due to the higher adsorbing properties of the surface of the pore space obtained as a result of pulsed processing of the PP.

Результаты лабораторных исследований приведены в таблице. The results of laboratory tests are shown in the table.

Из таблицы видно, что в предлагаемых пределах концентраций (см. п. 1, 2, 3) предлагаемый состав способствует увеличению фазовой проницаемости по нефти и снижению фазовой проницаемости по воде, в целом оказывает положительное влияние на увеличение отбора нефти и снижение отбора воды. The table shows that in the proposed concentration range (see paragraphs 1, 2, 3), the proposed composition helps to increase the phase permeability of oil and reduce the phase permeability of water, in general, has a positive effect on the increase in oil withdrawal and decrease in water withdrawal.

При концентрациях выше заявляемых пределов (пункт 5 таблицы) значительно, на 72%, снижается фазовая проницаемость по воде. Однако фазовая проницаемость по нефти меняется незначительно (5%), т.е. интенсификации добычи нефти не происходит. At concentrations above the declared limits (paragraph 5 of the table), phase permeability to water is significantly reduced by 72%. However, the phase permeability for oil varies slightly (5%), i.e. oil production intensification does not occur.

При концентрациях ниже заявляемых пределов (пункт 4 таблицы) происходит обратная картина: фазовая проницаемость по нефти увеличивается на 34%, при этом фазовая проницаемость по воде уменьшается всего лишь на 6%, т.е. не создается устойчивого водоизолирующего экрана. At concentrations below the declared limits (paragraph 4 of the table), the opposite is true: the phase permeability in oil increases by 34%, while the phase permeability in water decreases by only 6%, i.e. no stable waterproofing screen is created.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что предлагаемые пределы концентраций состава являются оптимальными при регулировании фазовых проницаемостей пород-коллекторов по нефти и воде с точки зрения решаемой технической задачи, т. е. интенсификации добычи нефти и создания устойчивого во времени водоизолирующего экрана. Thus, we can conclude that the proposed concentration limits of the composition are optimal when controlling the phase permeability of reservoir rocks for oil and water from the point of view of the technical problem being solved, that is, the intensification of oil production and the creation of a time-stable water insulating screen.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа складывается за счет создания устойчивого во времени, надежного изоляционного экрана, а также за счет создания депрессии на пласт и выноса продуктов взаимодействия на поверхности, что в свою очередь способствует повышению приемистости ПЗ и интенсификации добычи нефти. The technical and economic efficiency of the proposed method is due to the creation of a stable, reliable insulating screen over time, as well as to the creation of depression on the formation and the removal of interaction products on the surface, which in turn helps to increase the injection rate and intensify oil production.

Claims

A method of processing a bottomhole zone of an oil well, comprising sequentially injecting an aqueous polymer solution in a pulsed mode, and then in a constant pressure mode, characterized in that when injected in a pulsed mode, a polymer solution of the following composition is used, weight. %:
Polymer - 0.001-0.005
Polyglycol - 5.0-15.0
Water - Else
they give a technological shutter speed of at least 24 hours, then circulate according to the scheme: pumping unit — tubing — pulsator — annulus — pumping unit, after which they switch to injection in constant pressure mode, using a polymer solution of the following composition, weight. %:
Polymer - 1.5-10.0
Polyglycol - 10.0-30.0
Oil - Else