SU1707191A1 - Способ вторичного вскрыти пласта - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтегазовой промышленности. Цель изобретени  - повышение эффективности вторичного вскрыти  пласта за счет увеличени  проницаемости призабойной зоны. Способ включает заполнение интервала перфорации раствором реагента-разглинизэтора, проведение перфорации, закачку раствора реагента-разглинизатора в пласт, промывку, осваивают скважины и нагнетание в пласт раствора реагента-стабилизатора глин. Изобретение позвол ет повысить дебит эксплуатационных и приемистость нагнетательных скважин.

Description

Изобретение относитс  к области нефтегазовой промышленности.

Известен способ вскрыти  пласта в обсаженной скважине, включающий создание в зоне перфорации разреженной среды и проведение перфорации. Недостатком этого способа  вл етс  сложность и низкое качество вскрыти  пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату  вл етс  способ вскрыти  пласта, включающий заполнение интервала перфорации перфорационной жидкостью и проведение перфорации. Недостатком способа  вл етс  ere низка  эффективность, так как при его осуществлении глинистые частицы не удал ютс  из прискважинной зоны, что обуславливает ее высокое фильтрационное сопротивление и, как следствие, низкий дебит скважины.

Цель изобретени  - повышение эффективности способа за счет увеличени  проницаемости прискважинной зоны пласта.

Поставленна  цель достигаетс  тем. что в способе вскрыти  пласта, включающем заполнение интервала перфорации перфорационной жидкостью и проведение перфорации, в качестве перфорационной жидкости используют раствор реагента-разглинизатора, после перфорации раствор реагента-разглинизатора продавливают в проперфориро- ванный участок пласта, промывают и осваивают скважину, а затем во вскрытый участок пласта нагнетаетс  раствор реагента-стабилизатора глин.

Сущность способа заключаетс  в следующем .

В процессе бурени  при промывке скважины в призабойную зону пласта проникают частицы глины. Эти глинистые минералы кольматируют проницаемые участки пласта , создава  тем самым повышенное сопротивление движению жидкости, что  вл етс  причиной низкого дебита или приемистости скважины. Кроме того, монтмо- риллонитовые глины,  вл ющиес  главной составной частью буровых растворов,

VJ

О

1 ю

вительны к изменению солености воды. При уменьшении концентрации соли, а также изменении ее состава, происходит набухание глинистых минералов, что отрицательно сказываетс  на фильтрационной проводимости призабойной зоны пласта.

При перфорации, вследствие резкого возрастани  давлени  в стволе скважины в пласт проникает фильтрат и твердые частицы из промывочного раствора, что ухудшает проницаемость породы, окружающей перфорационный канал. В р де случаев использование современной технологии вскрыти  пласта приводит к тому, что р д скважин вообще не удаетс  освоить, и они переход т в категорию бездействующих.

Преимущество предложенного способа вскрыти  пласта заключаетс  в следующем. В интервал перфорации закачиваетс  раствор реагента-разглинизатора. который замещает буровой раствор или жидкость глушени . После этого устанавливаетс  перфоратор, и производитс  перфораци , при этом исключаетс  попадание фильтрата и глинистых частиц из жидкости, наход щейс  в стволе скважины. Проникающий в перфорационные каналы реагент-разглини- затор вступает в физико-химическое взаимодействие с глинистыми компонентами, что приводит к растворению или переводу их в тонкодисперсное состо ние, обеспечивающее свободную миграцию глинистых частиц .

Таким образом, энерги  взрыва, выдел юща с  при срабатывании перфоратора используетс  не только дл  создани  перфорационных каналов, но и дл  нагнетани  жидкости разглинизации в пласт очистки перфорационных каналов. Продавлива  перфорационную жидкость в призабой- ную зону, охватывают воздействием весь объем пласта, подвергавшийс  кольмата- ции, В качестве растворов реагентов-раз- глинизаторов использованы водные растворы хлористого аммони , кислого сернокислого натри , гидрокарбоната натри  и кали , углекислого натри , перекись водорода и т.д.

Последующа  промывка и освоение скважин (например, компрессорным методом ) обеспечивает удаление из призабойной зоны основной массы глинистых компонентов. Однако, полна  очистка при- забойной зоны достигаетс  редко, а контролировать этот процесс сложно. Поэтому, после промывки в обработанный интервал пласта закачивают раствор реагента-стабилизатора глин, действие которого основано на замещении катионов обменного комплекса глинистых минералов на катионы более высокой валентности. Так как примен емые при бурении бентонитовые глины имеют в качестве обменных катионов натрий и кальций, то в качестве реагентов

разглинизаторов используют водорастворимые соли алюмини , хрома, циркони  и т.д. После такой обработки глины станов тс  нечувствительными к изменению минерального состава фильтрующихс  через

0 пласт вод.

Способ осуществл етс  следующим образом .

На устье скважины приготавливаетс  раствор реагента-разглинизатора заданно5 го объема. После перемешивани  раствор закачиваетс  в колонну насосно-компрес- сорных труб (НКТ), и при открытом затрубье он продавливаетс  в участок колонны труб, подлежащих перфорации. Затем в скважину

0 опускаетс  перфоратор, производитс  перфораци , раствор реагента-разглинизатора закачивают в пласт и производ т выдержку скважины в течение нескольких часов до окончани  процесса разглинизации. Далее,

5 извлекают перфоратор, осуществл ют промывку скважины и осваивают ее дл  вызова притока. Выход ща  из пласта жидкость выносит глинистые компоненты и очищает призабойную зону. В это врем  на устье

0 готов т раствор реагента-стабилизатора глин, довод т его до интервала перфорации и задавливают в пласт. После этого скважина готова к эксплуатации.

Пример, Скважина имеет диаметр

5 обсадной колонны в зоне продуктивного пласта 0,15м. Глубина скважин 2500, интервал перфорации 2460-2470 м. На устье сква- жины в цементированном агрегате приготавливаетс  5 м раствора, содержа0 щего 400 кг хлористого аммони  и 500 кг кислого сернокислого натри . Перемешанный раствор закачиваетс  в колонну НКТ и при открытом затрубье доводитс  до интервала перфорации. В скважину опускаетс 

5 кумул тивный перфоратор ПКС 80 и производитс  прострел колонны. Затем давление на устье скважины поднимают до 11 МПа, закачивают в скважину 3 м продавочной жидкости и перекрывают скважину.

0 После выдержки в течение восьми часов поднимают перфоратор, промывают и закачивают в скважину 8 м раствора гидроокиси алюмини . В результате проведенных операций дебит скважины вырастает на

5 40% по сравнению с расположенными р дом скважинами, вскрытых традиционным методом.

Таким образом, предложенный способ позвол ет предотвратить ухудшение фильт- оационных характеристик призабойной зоны пласта при перфорации, обеспечить более высокий дебит эксплуатационных и улучшить приемистость нагнетательных скважин.

Claims (1)

1. Формула изобретени  Способ вторичного вскрыти  пласта, включающий заполнение интервала перфорации перфорационной жидкостью и проведение перфорации, отличающийс  тем,

   0

   что, с целью повышени  эффективности за счет увеличени  проницаемости призабой- ной зоны, после проведени  перфорации в проперфорационную зону дополнительно закачивают раствор реагента-разглиниза- тора, промывают, осваивают скважину и нагнетают в пласт раствор реагента-стабилизатора глин, при этом в качестве перфорационной жидкости используют раствор реагента-разглинизатопа.