Способ обработки призабойной зоны пласта

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения производительности скважин путем ввода в скважину вспенивающих поверхностно-активных веществ. Способ обработки призабойной зоны пласта включает закачку спиртового раствора ПАВ, диспергированного газообразным агентом, перед закачкой спиртовый раствор ПАВ предварительно обрабатывают щелочью. Данное техническое решение позволяет значительно повысить проницаемость призабойной зоны скважин в условиях обводнения и выпадения в пласте и на забое жидких углеводородов, вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков и в результате повысить эффективность обработки. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения производительности скважин путем ввода в скважину вспенивающих поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Известен способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки спиртового раствора ПАВ [1] Недостатком данного способа является низкий охват обработкой по толщине пласта и радиус дренирования скважины, что неприемлемо для скважин с большим этажом газоносности.

Наиболее близким к предлагаемому по назначению и совокупности существенных признаков является способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки спиртового раствора ПАВ, который перед закачкой диспергируют газообразным агентом в объеме, равном объему порового пространства в радиусе депрессионной воронки [2] Недостатком известного способа обработки призабойной зоны пласта, принятого за прототип изобретения, является низкая эффективность обработки в условиях обводняющихся газоконденсатных и нефтяных скважин из-за низкой степени очистки коллектора от жидких углеводородов и пластовой воды.

Изобретение решает задачу повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта обводняющихся добывающих скважин в условиях выпадения в пласте и на забое жидких углеводородов.

Для решения указанной задачи в предлагаемом способе отработки призабойной зоны пласта, включающем закачку спиртового раствора ПАВ диспергированного газообразным агентом, спиртовый раствор ПАВ перед закачкой предварительно обрабатывают щелочью.

Технический результат изобретения состоит в том, что предлагаемый способ обеспечивает более высокую проницаемость призабойной зоны скважины в условиях обводнения и выпадения в плате и на забое жидких углеводородов, что позволяет вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков и, тем самым, повысить эффективность обработки.

Способ реализуется следующим образом.

В растворном цехе ККРС в емкость заливают расчетное количество спирта (например, метанол) и поверхностно-активного вещества и перемешивают. На устье скважины в спиртовый раствор ПАВ добавляют необходимое количество щелочи и перемешивают до полного растворения.

Полученную смесь закачивают в скважину по нагнетательной линии через аэратор. Одновременно в скважину через аэратор по шлейфу подают газ и осуществляют таким образом диспергирование рабочей жидкости газом.

Степень газирования (содержание газа) в обрабатывающем составе в пластовых условиях поддерживают в пределах 0,15 2 м³/м³. Расход обрабатывающей смеси не менее 10 15 дм³/с с последующей продавкой в пласт газом со шлейфа.

Для оценки эффективности предлагаемого технического решения были проведены эксперименты по изучению степени восстановления проницаемости модели пласта.

Изменение проницаемости определяли как отношение проницаемости модели пласта, полученной в результате закачки рабочего раствора и удаления продуктов взаимодействия (K1) к исходной проницаемости модели (K).

Проницаемость модели пласта до и после прокачки определяли по газу (воздуху) по известной методике (Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1978, с. 34) где Q₀ расход газа, м³/с; P₀ атмосферное давление, МПа; μ вязкость газа мПа·с; L длина модели, м; P₁-P₂ давление на входе и выходе модели, МПА; F площадь фильтрации, м².

Опыты проводили при 20^oC.

В качестве насыпной модели пористой среды использовали кварцевый песок фракции 0,3 1 мм гидрофобизированный нефтью с Ассельской оторочки Оренбургского газоконденсатного месторождения.

Песок набивали в контейнер длиной 0,25 м и диаметром 0,03 м и заполняли технической водой (модель пластовой воды).

Способ обработки по прототипу исследовали следующим образом.

С помощью дозировочного насоса и компрессора в пористую среду модели закачивали диспергированный спиртовый раствор ПА и оставляли на взаимодействие.

В качестве спирта использовали метанол технический (ГОСТ-13-05-132-83).

Расход газа регулировали с помощью газового редуктора. Степень газирования (газосодержания) в рабочем растворе изменяли от 0 до 2 м³/м³. Через 4 ч из модели удаляли продукты взаимодействия и определяли проницаемость модели по газу (K1).

Предлагаемый способ исследовали в лабораторных условиях следующим образом.

Пример. Для приготовления 100 мл (опыт 5 таблицы) рабочего состава в 78,2 г метанола растворяли 1 г ОП-10, затем в полученный спиртовый раствор вводили NaOH и перемешивали до полного растворения.

В качестве щелочи использовали каустическую соду NaOH (ГОСТ 2263-79).

Затем с помощью дозировочного насоса в пористую среду модели закачивали 40 мл обрабатывающего состава, в процессе закачки рабочий раствор диспергировали газом (воздухом) через смеситель.

Степень газирования (расход воздуха) регулировали с помощью газового редуктора и поддерживали в пределах 0,5 м³/м³. Через 4 ч из модели продувкой воздуха в течении 5 мин удаляли продукты взаимодействия и определяли проницаемость модели после обработки.

В экспериментах использовали неионогенные поверхностно-активные вещества ОП-10, ОП-7, превоцелл WOF-100 (опыты 3, 4 и 9) и катионо-активные ПАВ - катамин АБ, марвелан K(о) (опыты 5 и 6).

Анионо-активные ПАВ не испытывались, так как они не устойчивы к солям магния и кальция и в присутствии этих солей в пластовой воде могут выпадать в осадок, что делает невозможным их применение в обработках для повышения производительности скважин.

Результаты опытов отражены в таблице.

Как видно из таблицы, степень восстановления проницаемости при проведении последовательности операций по прототипу увеличивается в 1,75 1,8 раза (опыты 1 2).

Поставленная задача наиболее полно достигается при использовании предлагаемого способа обработки скважин (опыты 3 9), при этом проницаемость модели пласта увеличивается в 2,1 2,83 раза по отношению к исходной (первоначальной) проницаемости модели, что в 1,17 1,57 раза выше, чем у способа по прототипу.

Применение предлагаемого способа обеспечит технико-экономический эффект за счет повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта в условиях обводнения путем повышения проницаемости призабойной зоны скважины, позволяющей вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков как по толщине продуктивного коллектора, так и по радиусу дренирования.

Источники информации
1. Патент США N 3076508, кл. 166-44, 1963.

2. Авторское свидетельство СССР N 966231, кл. E 21 B 43/27, БИ N 38, 1982.

3. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1978 с. 34.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку спиртового раствора ПАВ, диспергированного газообразным агентом, отличающийся тем, что перед закачкой спиртовой раствор ПАВ предварительно обрабатывают щелочью.

РИСУНКИ

Рисунок 1