Способ обработки призабойной зоны нефтяного и газового пластов

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти, в частности к способам интенсификации добычи. Цель - повышение эффективности обработки призабойной зоны обводненного пласта за счет снижения проницаемости отведенных трещин . В скважину закачивают жидкость разрыва , смесь песка и гранулированного магния в жидкости-носителе, одновременно или непосредственно за смесью-гранулированный асфальтено-смолистый мягчитель или битумный структурообразователь. выдерживают их в пласте, после чего извлекают жидкость разрыва и жидкость-носитель. Способ позволяет уменьшить приток воды к скважинам по трещинам при изоляционных работах в 56 раз, а при проведении комплексной технологии изоляции притока воды по трещинам и солянокислотной обработки низкопроницаемых блоков породы - в 76 раз. 2 ил., 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (sl)s Е 21 В 43/27

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4713059/03 (22) 03.07.89 (46) 07.03.92. Бюл. М 9 (71) Ивано-Франковский институт нефти и газа (72) В. С. Бойко, Р. В. Грибовский и И. Н..

Купер (53) 622,245(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

ЬЬ 874998, кл. Е 21 В 43/27, 1981. (54) СПОСОб ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОИ

ЗОНЪ| НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТОВ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти, в частности к способам интенсификации добычи. Цель — повышение эффективности обработки приИзобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации нефтегаэодобычи и ограничения притока пластовой воды.

Известен способ изоляции пластовых вод путем закачки в обводненные трещины реагента, реагирующего с пластовой водой с образованием осадка, причем в качестве реагента используют гранулированный.магний, Недостатки этого способа — большой расход магния, которым заполняют трещины, и недостаточная степень заполнения магнием трещин, являющихся путями притока Воды.

Известен способ изоляции притока пластовой воды в скважины, включающий закачку жидкости разрыва, смеси песка с гранулированным магнием в трещины пла(о> SU но 1717801 А1 забойной зоны обводненного пласта за счет снижения проницаемости отведенных трещин. В скважину закачивают жидкость разрыва, смесь песка и гранулированного магния в жидкости-носителе, одновременно или непосредственно эа смесью-гранулированный асфальтено-смолистый мягчитель или битумный структурообразователь, выдерживают их в пласте, после чего извлекают жидкость разрыва и жидкость-носитель.

Способ позволяет уменьшить приток воды к скважинам по трещинам при изоляционных работах в 56 раз, а при проведении комплексной технологии изоляции притока воды по трещинам и солянокислотной обработки низкопроницаемых блоков породы — в 76 раз. 2 ил„ 1 табл. ста и создание условий для протекания реакции гидролиза магния.

Способ также не позволяет достаточно эффективно изолировать приток воды в скважину.

Наиболее близким к предлагаемому является способ обработки призабойной эоны нефтяного пласта, включающий закачку жидкости разрыва, магния в жидкости-носи-, теле, извлечение жидкости разрыва и жидкости-носителя и по истечении 48-60 ч закачку в пласт кислоты, Недостатком способа является низкая эффективность обработки.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных трещин.

Указанная цель достигается тем, что одновременно с закачкой смеси песка и грану1717801

20

30. Вследствие того, что гранулированный маг35

45

55

Ф тгг— и.

UoР лированного магния в жидкости-носителе или непосредственно за ней в пласт закачивают гранулированный асфальтено-смолистый мягчитель или битумный структурообраэователь.

Состав мягчителя АСМГ следующий, %: асфальтены 38,7-40,4; смола 24,6-24,3; масло 31,7-35,3; сера 0,6-0,8%; парафин 0,40,6; зола 0,2-0,3; сажа 1,5-6,0.

Физико-химические свойства мягчителя АСМГ следующие: плотность вещества в пределах 9901040 кг/м; насыпная (кажущаяся) плотность мягчителя 400 кг/мз; температура размягчения 65-90 С; температура плавления в пределах 125-135 С. В воде всплывает

9g.9 мас.% мягчителя (объясняется меньшей плотностью и гидрофобностью поверхности).

Диаметр частиц по ситовому методу находится в пределах 0,125-2 мм. Модальный диаметр частиц (0,25 мм, средневзвешенный по фракциям 0,457 мм. Содержание ча- . стиц размером более 5 мм отсутствует, частицы размером менее 0,2 мм составляют 2 не более 10 . Мягчитель хорошо растворяется в ароматических углеводородах (толуол, бенэол), частично в полярных (дихлорэтан, хлороформ) и неполярных (диэтиловый эфир) растворителях. В светлых нефтепродуктах (бензин, керосин, газоконденсат, дизтопливо) мягчитель растворяется частично (взято 0,5 г мягчителя на 10 мл растворителя, наблюдения в течение 24 ч).

При увеличении количества растворителя в смеси происходит набухание мягчителя, а дальше растворение с образованием легкоподвижной текучей вязкой массы. Мягчитель химически и физически инертен по отношению к воду и водным растворам веществ. применяемых для целей повышения нефтеотдачи: растворы 10%-ной концентрации ПАВ, 1%-ной концентрации ПАА, 3%ной концентрации гидроксида (едкий натр) и силиката (жидкое стекло) натрия; концентрированная 98%-ная серная кислота и двуокись углерода (газ, карбонизированная вода), Мягчитель не растворяется в мицеллярных растворах на водной основе ("Карпатон-2), В мицеллярных растворах с . внешней углеводородной фазой (нефтеводяная микроэмульсия) имеет место частичное его растворение. АСМГ применяется в резино-технической и шинной промышленности. Температура размягчения его составляет не менее 145ОС, вспышки в открытом тигле не ниже 240 С. В бензоле, хлороформе или трихлорэтане растворяется не менее 99,5%, набухает и в больших количествах нефти растворяется, инертен к воде (содержит не более 0,3% водораство-. римых соединений).

Состав битумного структурообразователя.

Групповой состав, мас.%: парафинонафтеновые 13,7-15,0; моноциклические ароматические 10.0-11,6; бициклические ароматические 2,7-4,9; смолы 25,7-34,8; асфальтены 17,2-26,3.

Элементарный состав, мас,%: углерод

85,46-85,65; водород 10,06-10,75; сера 2,812,89; азот и кислород 0,95-1,4.

Для проведения лабораторных исследований смоделирована модель трещины пласта. Трещина выполнена в резиновом цилиндре диаметром 28 мм, высотой 24 мм и армирована латунным каркасом. Максимальная ширина трещины 2,4 мм, длина 42 мм, высота 24 мм. Лабораторные эксперименты проводились на стандартной установке УМПК-1М. Модель трещины полностью заполнили смесью песка и магния в соотношении 80 песка и 20% магния (Mg) и поместили в кернодержатель. Создавали давление гидрообжима 4,0 МПа, насыщали модель трещин технической водой и определяли проницаемость rio воде. Она составила 65.6 мкмг, после чего модель трещины оставляли на 3 сут для реагирования. ний (Mg) взаимодействует с водой и происходит его гидролиз, проницаемость через 3 сут по воде составила 40,5 мкм, т.е. уменьшилась в 1,6 раза, Однако полного тампонирования трещины не и роисходит в следствие того, что при закачке песчаномагниевой смеси в вертикальную трещину происходит ее осаждение внизу трещины, накопление до определенного уровня и перенос вглубь трещины. Верхняя же часть трещины остается свободной от тампонирующей смеси. Давление прокачки в начале процесса составляло 0,01 МПа, через 3 сут

0,03 МПа, При закачке мягчителя накопление его происходит в верхней части, а нижняя свободная. При совместной же и особенно последовательной закачке песчано-магниевой смеси в вертикальную трещину происходит ее осаждение внизу трещины, накопление до определенного уровня и перенос вглубь трещины. Верхняя же часть трещины остается свободной от тампонирующей смеси.

Высота намыва слоя составляет 70-79 общей высоты трещины и описывается зависимостью, представленной на фиг. 1, на которой приняты обозначения:

Ж1=

1/ о

1717801 где h — толщина слоя; ц о — высота трещины;

Оо- — 4г — скорость смеси;

Цо

g — расход смеси; д — раскрытие трещины;

Оо — скорость седиментации; р- концентрация, равная ; дг— расход гранул (частиц) смеси.

Из анализа фиг. 1 следует, что 30-21ф, высоты (объема) трещины остается не заполненной песчано-магниевой смесью, а значит имеет место остаточная провадимость всей трещины со слоем песчано-магниевой смеси.

На фиг, 2 приведена схема устройства для осуществления способа.

Проведенными лабораторными исследованиями установлено оптимальное соотношение песчано-магниевой смеси и мягчителя (структурообразователя), при котором достигается минимальное значение проницаемости тампонирующего слоя. В модель трещины засыпали песчано-магниевую смесь (оптимальное соотношение магния и песка в песчано-магниевой смеси составляет 80ф песка и 20% магния). Создавали давление гидрообжима 4,0 МПа, насыщали модель трещины технической водой и определяли проницаемость по. воде, После этого модель трещины оставляли на 48-60 ч для реагирования, после чего опять определяли проницаемость по воде. Затем прокачивали через модель трещины 40 мл

15 -ной соляной кислоты и оставляли на сутки на реагирование. Через сутки определяли проницаемость по воде. Результаты экспериментов сведены в таблицу.

Из результатов таблицы следует, что оптимальное соотношение тампонирующей смеси составляет 21-30.$ мягчителя (или структурообразователя) и 70-79 j(, песчаномагниевой смеси. При соотношении 70 песчано-магниевой смеси и 30 мягчителя или структурообразователя в условиях прототипа составила 40,5 мкм . Проницаемость же песчано-магниевой смеси вместе с мягчителем составила 0,53 мкм ., т.е, уменьши2 лась в 76 раз.

Таким образом, предлагаемый Способ при тех же соотношениях магния и песка в смеси позволяет заполнить тампонирую щим материалом все поперечное сечение обводненных трещин и полностью перекрыть .пути нежелательного повчупления кислоты в пласт и преждевременного поступления воды в скважину.

55 качки пульпы и продавки ее в пласт скважину вводят в эксплуатацию. Воздействие на элемент залежи через нефтяную, газовую скважины проводится аналогично.

Пример 2. Нагнетательной скважиной заводня ется элемент залежи

500х250х20 м. Коллекторы залежи трещиновато-пористые с коэффициентом трещиноватости 0.0002. Исходя из того, что, обработке подвержены 10;ь трещин, опреИспользование предлагаемого способа изоляции притока пластовой воды в скважину обеспечивает полную изоляцию притока воды по трещинам, отсутствие размыва и

5 растворение гидроксида магния из песчаного слоя, увеличение продолжительности эффекта и улучшение выработки нефти иэ малопроницаемых элементов пласта.

Способ осуществляют следующим об10 разом.

Предварительно в пескосмесительный агрегат 7 загружают песчано-магниевую смесь, В дальнейшем песчано-магниевая смес1 подается с помощью пескосмеситель15 ного агрегата. Двумя цементосмесительными агрегатами 4 подают воду из емкости 8 на гидросмесительное устройство, в которое засыпают мягчитель. Концентрация суспензии мягчителя регулируется подачей

20 мягчителя в воронку гидросмесительного устройства. С корыта 5 суспензия мягчителя отбирается двумя цементировочными агрегатами и подается на пескосмесительный агрегат 7, откуда песчано-магниевая смесь

25 и мягчитель отбираются насосными агрегатами 4 и через блок манифольдов продавливается в скважину. После закачки песчано-магниевой смеси и мягчителя необходимо проводить кислотную обработку.

30 Поэтому в схему обвязки оборудования необходимо включить емкость с кислотой, показанную пунктиром на фиг. 2.

Пример 1. Нагнетательной сква-. жиной заводняется элемент залежи

35 500х250х20 м, Коллекторы залежи трещиновато-пористые с коэфициентом трещино- ватости 0,0002. Исходя из того, что обработке будут подвергнуты 10 трещин, определяют количество необходимой пес40 чано-магниевой смеси вместе с мягчителем: (500х250х20) 0,1.0,0002 = 50 мз.

Исходя из проведенных лабораторных исследований для проведения работ необходимо взять 20 м песка, 7 м магния и 15 з з

45 м мягчителя. Концентрация закачки пульпы

20 кг/м, С помощью пескосмесительного агрегата 4 ПА и двух насосных агрегатов 4

АН-700 эакачивают 50 м. песчано-магниез вой смеси вместе с мягчителем. После за1717801 деляют количество необходимой песчаномагниевой смеси вместе с мягчитезлем: (500x250x20) 0,1 0,0002 50 и .

Исходя из проведенных лабораторных исследований для проведения работ необ- 5 ходимо взять28м песка,7м магния и15мз мягчителя. Концентрация закачки пульпы 20 кг/мэ. С помощью пескосмесительного агрегата 4 ПА и двух насосных агрегатов 4

АН-700 закачивают 35 м песчэано-магние- 10 вой смеси, а вслед за ней 15 м мягчителя.

После продавки реагента в пласт скважину вводят в эксплуатацию. Воздействие на элемент залежи через нефтяную, газовую скважину проводится аналогично. 15

В результате осуществления способа указанного в примерах 1 и 2 произойдет изменение проницаемости и дебитов флюидов в скважине.

Соотношение песка и магния составля- 20 ет

7 . 28

28+7. 28+7 или 20и80 (»

Соотношение песчано-магниевой смеси и мягчителя составляет 25

28+7 . 15 28 + + — 15,28 + 7 + 5 или ТО и 30

Лабораторными экспериментами для указанных соотношений материалов установлено, что проницаемость тампона со- 30 ставляет: для песчано-магниевой смеси (прототип) исходная проницаемость 65,6 мкм, после гидролиза 40,5-мкм, т.е. уменьшилась в 1,6 раза; для песчано-магниевой смеси мягчителя (снижение проницаемости 35 обводненных трещин перед эксплуатацией скважины) исходная проницаемость 1,14 мкм (м.еньше, чем по прототипу в 57 раэ); для песчано-магниевой смеси и мягчителя с последующей прокачкой соляной кислоты 40 (этап перед проведением кислотной обработки) конечная проницаемость после гидролиза и прокачки соляной кислоты 0,53 мкм (меньше, чем по прототипу в 76 раз)..

Таким образом, повышение эффектив- 45 ности обработки призабойной зоны обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных трещин составляет при осуществлении технологии изоляции притока воды в 56 раз и при осуществлении технологии комплексного воздействия в 76 раз.

Пример 3. Нагнетательной скважиной эаводняется элемент залежи 500х250х20 м.

Коллекторы залежи трещиновато-пористые с коэффициентом трещиноватости 0,0002.

Исходя иэ того, что обработке будут подвергнуты 10 (2трещин, определяют количество необходимой песчано-магниевой смеси вместе с мягчителем (600 х 250 х 20) О,1 0,0002 - 60 м .

Для проведения рабат необходимо взять 33,6 м песка. 8,4 м магния и 18 м структурообразователя. Соотношение песка и магния составляет 20:80 . Соотношение песчано-магниевой смеси и мягчителя

70:30 %.

Скважины до обработки. работали с дебитом воды 42 м /сут при обводненности 78 . После обработки снизился приток воды в 56 раз, т.е, составил 0,75 м сут.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны нефтяного и газового пластов, включающий закачку жидкости разрыва. смеси песка и гранулированного магния в жидкости-носителе, извлечение жидкости разрыва и жидкости-носителя и по истечении 48-60 ч закачку в пласт кислоты, отл и ч а ю щи и с я тем, что, с целью повышения эффективности обработки призабойной зоны обводненного пласта за счет снижения проницаемости обводненных трещин, одновременно с закачкой смеси песка и гранулированного магния в жидкости-носителе или непосредственно за ней в пласт закачивают гранулированный асфальтено-смолистый мягчитель, или битумный структурообразователь при объемном соотношении в пласте количества смеси песка и гранулированного магния к количеству гранулированного асфальтеносмолистого мягчителя или битумного структурообразователя (70-79):(30-21).

1717801 д,7

0,6

1717801

Puz 2

Составитель Ю.Журов

Техред M.Mîðråíòàë Корректор O.Öèïëe

Редактор А.Мотыль

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 861 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5