Способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для обработки призабойной зоны добывающей скважины. Способ включает срыв насоса с опоры с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку расчетного объема углеводородного растворителя по НКТ в призабойную зону пласта. Далее с применением автокрана производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов с кислот, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава. После выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу существующим ГНО с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до Рh пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации добычи нефти и газа.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтедобывающей скважины.

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий закачку нефтяной эмульсии по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола и закачку раствора кислоты, которую проводят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне, а отключение обработанных интервалов нефтекислотными эмульсиями производят после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт (Патент РФ №2144616, МПК Е21В 43/27, опубл. 2000.01.20, Бюл. №2).

Недостатком способа является сложность и трудно осуществимость из-за неопределенности зависимости вязкости и стабильности нефтекислотной эмульсии от свойств призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты. В качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую, % об.: углеводородная жидкость 26-40, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5, водный раствор ингибированной 10% соляной кислоты или глинокислоты или водный раствор 1-10% хлористого кальция или хлористого натрия - остальное. В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть (Патент РФ №2255215, МПК Е21В 43/27, опубл. 2005.06.27, Бюл. №18).

Недостатком способа является то, что обратная эмульсия имеет малую стабильность и практически не влияет на продуктивный пласт как кислотосодержащий продукт.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину состава, содержащего ингибированную соляную кислоту, плавиковую кислоту и насыщенный водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м3 при следующем соотношении компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота в пересчете на хлористый водород 5,0-23,0, плавиковая кислота 2,0-10,0, насыщенный водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м3 - остальное. Используется в виде закачиваемой в скважину концентрированной 70-75 об.% агрегативно устойчивой обратной эмульсии в керосине с использованием эмульгирующего компонента в виде природных пленкообразующих компонентов нефти (Патент РФ №2173776, МПК Е21В 43/27, опубл. 2001.09.20, Бюл. №26).

Недостатком известного способа является использование обратной нефтекислотной эмульсии повышенной плотности, что снижает ее проникающую способность в пласт и препятствует обработке удаленных от скважины интервалов пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки.

Обработка призабойной зоны скважины, включающая последовательную закачку в призабойную зону пласта углеводородных растворителей и технологических растворов с кислотой, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной около скважинной зоне с промежуточным дренированием закаченных составов при помощи спущенного ГНО.

Перед закачкой технологических растворов в добывающей скважине, производится срыв насоса с опоры, с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб (НКТ). После чего в скважину по НКТ закачивают расчетный объем углеводородного растворителя. Далее с применением автокрана, производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов с кислотой, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава. После выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу, с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до Рh пласта.

При эксплуатации нефтяной скважины в призабойной зоне продуктивного пласта происходит интенсивная кольматация частицами самой разнообразной природы (закупоривание частицами раствора, миграция тонких частиц, разбухание глин, снижения относительной проницаемости, органические наслоения, неорганические наслоения, закупоривание вдавленными частицами, осаждение вторичных минералов, вынос песка). Как следствие, отмечается снижение проницаемости призабойной зоны и дебита скважины. Скопления частиц в каналах перфорации также способны частично или полностью блокировать приток жидкости к скважине. Все вышеперечисленные кольматанты при попадании в призабойную зону обволакиваются нефтяной пленкой, смолами и асфальтенами. Существующие способы обработки призабойной зоны трудозатратны вследствие необходимости подъема глубинно насосного оборудования с привлечением бригады подземного ремонта скважины. В предложенном изобретении решается задача эффективного проведения обработки призабойной зоны пласта, без подъема глубинно насосного оборудования. Задача решается следующим образом.

В предложенном изобретении решается задача повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки.

Обработка призабойной зоны скважины, включающая последовательную закачку в призабойную зону пласта углеводородных растворителей и технологических растворов с кислот, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной около скважинной зоне с промежуточным дренированием закаченных составов при помощи спущенного ГНО.

Перед закачкой технологических растворов в добывающей скважине, производится срыв насоса с опоры, с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб (НКТ). После чего в скважину по НКТ закачивают расчетный объем углеводородного растворителя. Далее с применением автокрана, производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов с кислот, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава. После выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу, с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до Рh пласта.

Растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) представляет собой: однородную подвижная жидкость от желтого до черного цвета, температура начала кипения не ниже 28°С, давление насыщенных паров не более в летний период-66,7 кПа (в зимний период - 93,3 кПа), температура вспышки не ниже минус 39°С.

При поступлении растворителя парафинов нефтяного в пласт происходит разрушение пленки нефти и асфальто-смоло-парафиновых отложений на породе и механических частицах, закольматировавших поры. Далее дренирование дистиллята в призабойной зоне способствует лучшему отмыванию породы от отложений АСПО и пленки нефти, для лучшего взаимодействия кислотного раствора с породой.

Кислота, входя в химическое взаимодействие с породой и механическими частицами, очищенными от пленки нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений, увеличивает проницаемость нефтенасыщенного коллектора.

Как следствие, увеличение проницаемости нефтенасыщенной части пласта приводит к увеличению дебита нефти из скважины.

Объектами для проведения данной технологии являются:

- новые скважины, давшие при освоении слабый приток нефти, из-за низкой проницаемости нефтенасыщенных пропластков, вследствие их загрязнения буровым раствором;

- скважины, имеющие меньший дебит по сравнению с дебитами окружающих скважин, в виду сложных геологических условий (сужение нефтяного пропластка, низкая проницаемость нефтяного пропластка и т.д.);

- скважины, у которых произошло снижение дебита в процессе эксплуатации при неизменном или растущем пластовом давлении.

Количество кислотных растворов расcчитывается, как и при обычной соляно-кислотной обработке, выбирают из расчета 0,4-1,5 м3 на 1 м толщины пласта, в среднем, 1 м3 на 1 м.

При обработке призабойной зоны скважины производится срыв насоса с опоры, с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб (НКТ). После чего в скважину по НКТ закачивают расчетный объем углеводородного растворителя. Далее с применением автокрана, производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов с кислот, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава. После выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу, с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до Рh пласта.

Методика расчета необходимого количества нефтяного растворителя.

Последовательность выполнения расчетов необходимого количества реагентов.

Объем растворителя - Vк, м3, необходимый для проведения обработки вычисляют по формуле:

Vк=hoбp*gpac

где hобр - мощность интервала перфорации пласта, м.

gpac - удельный расход растворителя на 1 погонный метр обрабатываемого интервала, м3/м.

Удельный расход растворителя gpac, м3/м, рассчитывается по следующей формуле.

gpac=π×(R-r)2×k,

где gpac - удельный расход растворителя на 1 м перфорации;

R - радиус обработки призабойной зоны пласта;

r - радиус эксплуатационной колонны скважины;

k - пористость скважины.

Эффективность обработки скважины оценивается непосредственным определением дебита жидкости до и после обработки, сравнением результатов гидродинамических исследований до и после обработки скважины и продолжительностью дополнительной добычи.

Экономический эффект от применения технологии получается за счет дополнительной добычи нефти.

Применение предложенного способа позволит добиться повышения проникающей способности в пласт и эффективности обработки.

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины с целью интенсификации добычи нефти и газа, включающий срыв насоса с опоры с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивающий тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб - НКТ, закачку расчетного объема углеводородного растворителя по НКТ в призабойную зону пласта, при помощи автокрана производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов с кислот, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава, после выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу существующим ГНО с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до РН пласта.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи сланцевого газа из пластов газоносных сланцевых плеев/формаций без осуществления мультистадийного гидроразрыва пласта или углекислотного разрыва пласта.

Изобретение относится к топливной и горной промышленности. Технический результат - повышение эффективности удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины и освоения скважины в целом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Группа изобретений относится к способам обработки подземной формации кислотными растворами. Технический результат - замедление реакции между кислотой и подземной формацией и как следствие увеличение проницаемости и продуктивности подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - сокращение времени на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает спуск колонны труб, оснащенной пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри, в интервал перфорации пласта.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.

Изобретение относится к устройству для повышения нефтеотдачи. Техническим результатом является повышение эффективности добычи нефти.

Изобретение относится к способам интенсификации добычи углеводородов из пластов при возбуждении в них автоколебаний давления с использованием упругой пластовой энергии.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти. Технический результат - снижение обводненности и повышение объема добычи нефти.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и предназначено для интенсификации добычи урана и других полезных ископаемых методом подземного выщелачивания.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - сокращение времени на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для исследования и освоения пласта, а также для очистки призабойной части пласта и забоя скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти. Технический результат - снижение обводненности и повышение объема добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для закачки воды или интенсификации отбора нефти путем кислотной обработки скважин, в частности водным раствором соляной кислоты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. Гидравлический вибратор содержит корпус с неподвижно установленным стволом с донным отверстием и золотник, посаженный шариковыми опорами на ствол.

Изобретение относится к области радиолокации, в частности к универсальным по транспортировке передвижным радиолокационным станциям (РЛС). Мобильная трехкоординатная радиолокационная станция содержит автомобильное шасси (АШ) с рамой, на которой смонтирована аппаратура системы электроснабжения (СЭС) (3), модуль управления станцией (МУ), антенно-мачтовое устройство (АМУ) для связи и передачи данных другим объектам по радиоканалу, антенно-поворотное устройство (АПУ) (1), на котором установлены фазированная антенная решетка (ФАР) с радиопрозрачным укрытием (РПУ), выполненным плоским.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для обработки призабойной зоны добывающей скважины. Способ включает срыв насоса с опоры с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб, закачку расчетного объема углеводородного растворителя по НКТ в призабойную зону пласта. Далее с применением автокрана производится посадка насоса в опору, после чего производится дренирование углеводородного растворителя в призабойной зоне пласта при помощи ГНО, после чего в такой же последовательности производится закачка и дренирование технических растворов с кислот, далее скважина оставляется на реагирование кислотного состава. После выдерживания скважины на реагирование скважину запускают в работу существующим ГНО с отбором жидкости на желобную емкость с последующей нейтрализацией продуктов реакции кислоты до Рh пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации добычи нефти и газа.

Наверх