RU2477787C1 - Способ обработки призабойной зоны - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны Download PDFInfo
- Publication number
- RU2477787C1 RU2477787C1 RU2011138399/03A RU2011138399A RU2477787C1 RU 2477787 C1 RU2477787 C1 RU 2477787C1 RU 2011138399/03 A RU2011138399/03 A RU 2011138399/03A RU 2011138399 A RU2011138399 A RU 2011138399A RU 2477787 C1 RU2477787 C1 RU 2477787C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- gas
- donor
- inert gas
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта при интенсификации притока углеводородов к скважине. Способ обработки призабойной зоны пласта включает установку в скважине насосно-компрессорных труб ниже отверстий перфорации, определение по данным геолого-геофизических исследований технического состояния эксплуатационной колонны и характера насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации, закачку и продавливание в пласт водного раствора кислой соли щелочного металла с выдержкой на реагирование 10-12 ч, извлечение продуктов реакции из призабойной зоны продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство, закачку и продавливание в пласт раствора соляной кислоты, выдержку на реагирование 6-8 ч, освоение скважины с помощью газа от скважины-донора или инертным газом. 1 табл.
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, включающий закачку в скважину водного раствора кислой соли щелочного металла и выдержку на фильтре не менее 8-10 ч (авт. св. СССР №1469932, кл. E21B 37/00, 1987).
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность, обусловленная невысокой степенью дисперсности глинистых частиц после взаимодействия с раствором соли. Способ предназначен для разрушения глинистой корки при выходе скважин из бурения и предусматривает разрушение глинистой составляющей бурового раствора, проникающей в пласт.
Наиболее близким к предлагаемому является способ, включающий закачку по НКТ водного раствора соли щелочного металла, выдержку его на фильтре в течение 8-10 ч, после чего дополнительно устанавливают ванну соляной и плавиковой кислот соответственно 6-10 мас.% и 2-5 мас.% (патент РФ 2055983, кл. E21B 43/27, опубл. 10.03.1996).
К недостаткам данного способа обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) следует отнести, что обработка химическими реагентами проводится с целью удаления глинистой корки со стенок скважины, а не связана с увеличением проницаемости ПЗП за счет реагирования химических реагентов с проникшей в пласт глинистой составляющей бурового раствора и глинистым цементом пород.
Задачей данного изобретения является интенсификация притока углеводорода к скважине.
Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта достигается тем, что в способе интенсификации притока, включающем установку в скважине колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже отверстий перфорации, закачку и выдержку водного раствора кислой соли щелочного металла и кислотную обработку, особенностью является то, что по данным геолого-геофизических исследований определяют техническое состояние эксплуатационной колонны и характер насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации, проводят закачку в пласт водного раствора кислой соли щелочного металла с выдержкой на реагирование 10-12 ч, извлечение продуктов реакции из призабойной зоны продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство, после этого закачивают и продавливают в пласт раствор соляной кислоты с выдержкой на реагирование 6-8 ч, далее скважину осваивают газом от скважины-донора или инертным газом, проводят гидродинамические исследования и определяют продуктивность скважины.
При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений севера Западной Сибири возникает необходимость интенсификации притока газа.
Причиной проведения интенсификации является закупоривание проводящих пор породы-коллектора глинистой составляющей бурового раствора и глинистым цементом пород-коллекторов, который при эксплуатации скважин вместе с углеводородами продвигается в призабойную зону скважины, снижая ее проницаемость и продуктивность.
Исследования, проведенные в лабораторных условиях, показали, что при проникновении воды в глиносодержащую породу возможны два варианта изменения фильтрационных свойств. В первом случае происходит изменение и увеличение водонасыщенности, пористости, снижение проницаемости из-за образования гидратных слоев. Во втором случае из-за диспергирования глинистых частиц, вызванного переходом их в подвижное состояние, приводящее к изменению фильтрационных свойств пород-коллекторов и кольматации частицами глин проводящих пор породы-коллектора.
При использовании водных растворов солей щелочных металлов в результате ионообменных реакций между глинистыми частицами, находящимися в поровом пространстве породы-коллектора, увеличивается межплоскостное расстояние, что приводит к самопроизвольному диспергированию. Полученная при этом высокодиспергированная глинистая смесь при последующем взаимодействии с кислотами разлагается и удаляется из ПЗП при освоении скважины.
В скважине проводят геолого-геофизические исследования с целью определения технического состояния эксплуатационной колонны и характера насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации. Спускают колонну НКТ ниже отверстий перфорации. В качестве оборудования используют цементировочный агрегат ЦА-320 для закачки 6-8 мас.% водного раствора кислой соли щелочного металла и кислотный агрегат АКПП-500 для закачки 8-9 мас.% раствора соляной кислоты.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Скважину глушат и цементировочным агрегатом закачивают через НКТ в ПЗП 6-8 мас.% водный раствор кислой соли щелочного металла в объеме 0,5 м3 на 1 м эффективной перфорированной толщины и продавливают его в пласт при давлении, не превышающем давление разрыва пласта, выдерживают 10-12 ч. После этого проводят извлечение продуктов реакции из ПЗП продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство. Далее в скважину закачивают 8-9 мас.% раствор соляной кислоты в объеме 0,5 м3 на 1 м эффективной вскрытой перфорированной толщины и продавливают в пласт кислотным агрегатом при давлении, не превышающем давление разрыва пласта. Останавливают процесс на реагирование соляной кислоты с глинистыми частицами в течение 6-8 ч, в результате которого глинистые частицы окончательно разлагаются и удаляются в процессе освоения скважины. Затем скважину осваивают с помощью газа от скважины-донора или инертным газом. После освоения скважины проводят гидродинамические исследования и определяют ее продуктивность.
Объемы водного раствора кислой соли щелочного металла и соляной кислоты определяются для поровых коллекторов, какими являются нижнемеловые отложения месторождений Западной Сибири, по формуле
V=π(R2-r2)Kn·h,
где V - объем раствора для обработки ПЗП, м3;
R - радиус обработки, м;
r - радиус скважины, м;
Kn - средняя открытая пористость, доли;
h - эффективная толщина обрабатываемого интервала, м.
В газовой скважине глубиной 1200 м, эксплуатирующей пласт h=10 м - эффективная толщина, вскрытая перфорацией, сложенной глинистыми породами-коллекторами, необходимо провести интенсификацию притока газа - удаление глинистой составляющей бурового раствора и глинистого цемента пород. В качестве химических реагентов на первой стадии обработки используют 6-8 мас.% водный раствор кислой соли щелочного металла и окончательная обработка проводится закачкой раствора 8-9 мас.% соляной кислоты. Средняя открытая пористость пласта Kn=0,3, радиус обработки ПЗП R=2 м, радиус скважины r=0,84 м.
Тогда объем водного раствора 6-8 мас.% NaHCO3 составит 31 м3, а объем 8-9 мас.% раствора соляной кислоты составит 31 м3.
Продукты реакции извлекаются из ПЗП вместе с пластовым газом при освоении газом от скважины-донора или инертным газом. После освоения скважины проводят гидродинамические исследования и определяют ее продуктивность.
В качестве критерия оценки технологии восстановления проницаемости пород-коллекторов после закачки химических реагентов были проведены эксперименты на слабосцементированных образцах песчаников с известной глинистостью. В результате проведенных экспериментальных работ установлено увеличение проницаемости образцов после двухэтапной закачки и выдержки химических реагентов в поровом пространстве образцов пород от 219,0% до 406,0% (таблица).
Таблица | |||||||||
№ образца | Открытая порис тость, доли |
Остаточная водонасы щенность, доли |
Глинис тость, % |
Химические реагенты для обработки образца | Проницаемость по углеводородной жидкости, К·10-3 мкн2 | Время на реагирова ние, ч |
Коэффициент восстановле ния прони цаемости, % |
Окончательный коэффициент восстановления проницаемости, % | |
первичная | после закачки хим реагента | ||||||||
1 | 0,31 | 0,18 | 15,0 | 6 мас.% водный раствор NaHCO3 | 548,8 | 828,0 | 10 | 151,0 | 406,0 |
8 мас.% раствор HCl | 2226,0 | 6 | 406,0 | ||||||
2 | 0,28 | 0,22 | 20,0 | 8 мас.% водный раствор NaHCO3 | 324,0 | 529,0 | 12 | 182,0 | 219,0 |
9 мас.% раствор HCl | 712,0 | 8 | 219,0 |
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий установку в скважине насосно-компрессорных труб ниже отверстий перфорации, закачку и выдержку водного раствора кислой соли щелочного металла и кислотную обработку, отличающийся тем, что по данным геолого-геофизических исследований определяют техническое состояние эксплуатационной колонны и характер насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации, проводят закачку и продавливание в пласт водного раствора кислой соли щелочного металла с выдержкой на реагирование 10-12 ч, извлечение продуктов реакции из призабойной зоны продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство, закачку и продавливание в пласт раствора соляной кислоты, выдержку на реагирование 6-8 ч, освоение скважины с помощью газа от скважины-донора или инертным газом.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011138399/03A RU2477787C1 (ru) | 2011-09-19 | 2011-09-19 | Способ обработки призабойной зоны |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011138399/03A RU2477787C1 (ru) | 2011-09-19 | 2011-09-19 | Способ обработки призабойной зоны |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2477787C1 true RU2477787C1 (ru) | 2013-03-20 |
Family
ID=49124413
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011138399/03A RU2477787C1 (ru) | 2011-09-19 | 2011-09-19 | Способ обработки призабойной зоны |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2477787C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3777817A (en) * | 1971-12-30 | 1973-12-11 | Texaco Inc | Oil recovery process |
RU2055983C1 (ru) * | 1993-07-05 | 1996-03-10 | Александр Михайлович Полищук | Способ реагентной разглинизации скважины |
RU2120546C1 (ru) * | 1997-12-11 | 1998-10-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алджеок" | Способ реагентной разглинизации скважин |
RU2222697C1 (ru) * | 2002-10-10 | 2004-01-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2232879C1 (ru) * | 2003-01-04 | 2004-07-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2246610C1 (ru) * | 2003-08-21 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО ТомскНИПИнефть ВНК | Способ очистки призабойной зоны пласта |
-
2011
- 2011-09-19 RU RU2011138399/03A patent/RU2477787C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3777817A (en) * | 1971-12-30 | 1973-12-11 | Texaco Inc | Oil recovery process |
RU2055983C1 (ru) * | 1993-07-05 | 1996-03-10 | Александр Михайлович Полищук | Способ реагентной разглинизации скважины |
RU2120546C1 (ru) * | 1997-12-11 | 1998-10-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алджеок" | Способ реагентной разглинизации скважин |
RU2222697C1 (ru) * | 2002-10-10 | 2004-01-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2232879C1 (ru) * | 2003-01-04 | 2004-07-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2246610C1 (ru) * | 2003-08-21 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО ТомскНИПИнефть ВНК | Способ очистки призабойной зоны пласта |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: "Недра", 1966, с.13-20. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2362010C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины | |
US20190203573A1 (en) | Multilateral well drilled with underbalanced coiled tubing and stimulated with exothermic reactants | |
US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
RU2467164C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2312212C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором | |
RU2531985C1 (ru) | Способ обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор | |
RU2477787C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны | |
RU2456431C1 (ru) | Способ изоляции водопритока | |
RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
RU2554962C1 (ru) | Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор | |
RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2579093C1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта | |
RU2153064C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2162146C1 (ru) | Способ обработки заглинизированных пластов | |
RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
RU2055172C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
RU2732544C1 (ru) | Способ интенсифицирующего воздействия на терригенный коллектор | |
RU2268998C2 (ru) | Способ термохимической очистки прискважинной зоны пласта | |
RU2304698C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2167284C2 (ru) | Способ термохимической очистки призабойной зоны скважины | |
RU2471978C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной или наклонной скважины | |
RU2341651C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами | |
RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140920 |