Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН - Патент РФ 2046932
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам глушения скважин на месторождениях, характеризиющихся высокими температурами и низкими проницаемостями, сложенных гидрофильными глинизированными породами. Способ глушения скважин заключается в том, что скважину глушат задавочной жидкостью в количестве 1 объем НКТ без продавки ее в пласт и проводят спуско-подъемные операции с установкой башмака НКТ на глубине продуктивного пласта, после чего при открытой затрубной задвижке закачивают блокирующую жидкость в количестве 1 объема НКТ со сбросом задавочной жидкости в блок долива, последующую закачку блокирующей и задавочной жидкостей осуществляют при закрытой задвижке, а в качестве блокирующей жидкости используют углеводородную композицию и/или кислородсодержащий растворитель. Углеводородную композицию используют из числа углеводородных фракций прямой гонки нефти: гексановой, бензольной, толуольной, ксилольной, нефрас С 50/170; химической переработки нефти: нефрас А 120/200, нефрас А 150/330, нефрас C5150/330 отходов нефтехимических производств: абсорбенты А-1 и А-2, легкая смола пиролиза, бутиленбензольная фракция, а кислосодержащий растворитель из числа низкомолекулярных спиртов C1-C3 кислот C1-C3 и кетонов C3-C4 Способ обеспечивает сохранение и повышение продуктивности скважин после ремонтных работ. 1 з. п. ф-лы, 2 ил. 2 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2046932
Класс(ы) патента: E21B43/12
Номер заявки: 5035718/03
Дата подачи заявки: 03.04.1992
Дата публикации: 27.10.1995
Заявитель(и): Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология"
Автор(ы): Телин А.Г.; Артемьев В.Н.; Хисамутдинов Н.И.; Ежов М.Б.; Галанцев И.Н.; Латыпов А.Р.; Хакимов А.М.; Теняков В.А.; Исмагилов Т.А.
Патентообладатель(и): Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам глушения скважин.
Анализ результатов глушения скважин на месторождениях Западной Сибири, характеризующихся высокими температурами и низкой проницаемостью коллекторов (Шумилов В.А. и др. Предохранение и восстановление проницаемости призайбойной зоны при разработке месторождений Западной Сибири. М. ВНИИОЭНГ, 1980, с. 55), показал, что глушение скважин известной последовательностью операций и традиционными жидкостями на основе хлористого кальция, селитры и т.п. приводит к значительному уменьшению производительности добывающих скважин после глушения.
Известные способы глушения скважин с применением блокирующих жидкостей не эффективны, в частности, потому, что в условиях высокой температуры происходит разрушение исходных блокирующих жидкостей или они не пригодны по своим вязкостным характеристикам для низкопрони- цаемых коллекторов.
Известен способ глушения скважин с предварительной закачкой блокирующей жидкости перед задавочной жидкостью (авт. св. СССР N 691556, 1979), в котором в качестве блокирующей жидкости используются сжиженные газы СО2, бутан, пропан. Недостатком способа является низкая эффективность при высоких пластовых температурах.
Известен способ глушения скважин с предварительной закачкой блокирующей жидкости перед задавочной жидкостью с использованием в качестве блокирующей жидкости полигликолей или ВПК-4,2 (авт. св. СССР N 1694868, 1988). Недостатком способа является низкая эффективность в низкопроницаемых коллекторах.
Известен способ глушения скважин с использованием в качестве блокирующих жидкостей водного раствора неионогенных ПАВ (типа ОП-10, АФ9-12) и инвертной эмульсии с нулевой фильтрацией [1] Недостатком способа является низкая эффективность для низкопроницаемых и высокотемпературных коллекторов.
Наиболее близким к предлагаемому является способ глушения скважин с использованием в качестве блокирующей жидкостью мицеллярного раствора [2] Однако способ неэффективен на месторождениях с высокой пластовой температурой, так как при температуре выше 60оС происходит расслоение мицеллярного раствора на исходные фазы. Способ также недостаточно эффективен для низкопроницаемых гидрофильных, глинизированных коллекторов вследствие резкого снижения продуктивности скважин после глушения.
Целью изобретения является сохранение и увеличение продуктивности скважин после глушения на месторождениях с высокими пластовыми температурами и гидрофильными глинизированными низкопрони- цаемыми коллеторами.
Цель достигается тем, что предварительно скважину глушат задавочной жидкостью в количестве 1 объект НКТ без продавки ее в пласт и проводят спуско-подъемные операции с установкой башмака НКТ на глубине продуктивного пласта, после чего при открытой затрубной задвижке закачивают блокирующую жидкость в количестве 1 объем НКТ со сбросом задавочной жидкости в блок долива, последующую закачку блокирующей и задавочной жидкостей осуществляют при закрытой затрубной задвижке, а в качестве блокирующей жидкости используют углеводородную композицию и/или кислородсодержащий растворитель.
В качестве углеводородной композиции используют углеводородные фракции прямой гонки нефти: гексановую, бензольную, толуольную, ксилольную, нефрас С 50/170; химической переработки нефти: нефрас А 120/200, нефрас А 150/220, нефрас С5 150/330; отходы нефтехимических производств: асборбенты А-1 и А-2, легкая смола пиролиза, бутилбензольная фракция, а кислородсодержащий растворитель из числа низкомлекулярных спиртов С13, кислот С13 и кетонов С34.
Таким образом способ предусматривает проведение перед последовательной закачкой неводной блокирующей и задавочной жидкостей совмещенной операции глушения и блокировки скважин без продавки жидкости глушения в пласт и сбросом ее в блок долива, причем закачку блокирующей жидкости в пласт осуществляют практически на глубине продуктивного пласта. В качестве блокирующей жидкости предусматривается использовать углеводородную композицию и/или кислородсодержащий растворитель в зависимости от величины проницаемости призабойной зоны пласта.
Способ исключает обычное возрастание давления закачки до величин, близких к разрыву колонны, и сохраняет и увеличивает продуктивность скважин.
Анализ существенных признаков технического решения показывает его соответствие критерию "Новизна".
Для однослойного пласта потери давления при незагрязненной призабойной зоне пласта (ПЗП) можно представить в виде
Pпл-Pзаб= ln , где Pпл, Рзаб давления пластовое и забойной, МПа;
Qпл суммарный приток жидкости из пласта; м3/с;
μпл вязкость нефти в пластовых условиях, мПа ˙ с;
Rпл, Rз, rc соответственно радиусы контура питания, загрязненной зоны и скважины, м;
h эффективная мощность пласта, м;
К средневзвешенная по области фильтрации проницаемость пласта-коллектора при отсутствии дополнительного сопротивления в ПЗП, мкм2;
Фактически для адекватного математического описания реальных перепадов давлений требуется ввести в известное уравнение дополнительный член:
Pпл-Pзаб= ln + Kʹln , где Kʹ безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительное сопротивление фильтрации, который разделяется на две составляющие:
первая обусловлена присутствием водной фазы в ПЗП из-за глушения скважины жидкостями на водной основе при проведении текущих и капитальных ремонтов;
вторая (С) общим загрязнением ПЗП отложениями асфальто-смолопарафиновых веществ, образованием вязких эмульсий, твердыми частицами и др.
(S*) относительная фазовая проницаемость для нефти при предельной неподвижной водонасыщенности S*.
Проводят количественную оценку применительно к условиям Усть-Балыкского месторождения (пласт БС10).
Превышение перепада давления при загрязненной ПЗП (первой составляющей) относительно незагрязненной выражается

Rпл=350 м
Rз=5 м
rс=0,15 м
S*=0,44
Кн (S*)=0,279
Откуда Δ Pз/Δ P= 217; таким образом, учитывая симметричность приведенного примера, превышение энергии закачки на задавку скважины возрастает в 2,17 раза.
Проведение глушения по предложенному техническому решению позволяет сохранить или увеличить продуктивность скважины. Аналогичная приведенной выше оценка показывает, что увеличение дебита скважины после глушения можно выразить
=
Для низкопроницаемого гидрофильного коллектора Усть-Балыкского месторождения, при условии наличия только первой составляющей снижения коллекторских свойств ПЗП, увеличение притока нефти к скважине составляет порядка 2-2,5 раза в зависимости от радиуса зоны загрязнения, который определяется частотой и продолжительностью предыдущих ремонтов скважин, составом, плотностью и качеством жидкости глушения и др.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.
Глушение скважины по стандартной методике РД 39-0147009-6.030-86 задавочной жидкостью, взятой в количестве 1 объем НКТ, т.е. без продавки ее в пласт.
Подъем колонны НКТ с глубинным насосом и спуск колонны НКТ с установкой башмака НКТ на уровне 1-2 м выше кровли продуктивного пласта.
При открытой затрубной задвижке нагнетание блокирующей жидкости, взятой в количестве 1 объем НКТ, со сбросом задавочной жидкости в блок долива.
При закрытой затрубной задвижке последующая закачка блокирующей и задавочной жидкостей. Объем последней:
V1= , где V2 внутренний объем НКТ;
Р1 и Р2 начальное и текущее пластовые давления соответственно;
ρ плотность задавочной жидкости.
На фиг. 1 представлена схема реализации предлагаемого способа и размещения оборудования для его осуществления. Здесь 1 пласт; 2 НКТ с пером-воронкой; 3 затрубная задвижка; 4 устьевая задвижка; 5 силовой агрегат; 6 манометр; 7 линия к блоку долива; 8 блок долива; 9, 10 автоцистерны с задавочной и блокирующей жидкостями. Сплошные и штриховые стрелки показывают направления движения задавочной и блокирующей жидкостей соответственно.
Для подтверждения предложенного технического решения были проведены эксперименты на керновом материале Усть-Балыкского (БС 10), Южно-Сургутского (БС 10) и Покамасовского (Ю 1) месторождений.
На фиг. 2 представлена схема предлагаемой лабораторной установке включающей: 11 датчик постоянного расхода; 12 кернодержатель; 13 вариатор напряжения с вольтметром; 14 напорная колонка для жидкости; 15 колонка для химреагентов; 16 дифференциальный манометр; 17 емкость определения объема извлекаемой жидкости; 18 колонка с азотом; 19 баллон с азотом; 20 блок терморегулирования; 21 термометр контактный; 22 лента нагревательная; 23 фильтр; 24 стойки, подключающие дифференциальные манометры.
В кернодержателе 12 упакована пористая среда, составленная из образцов кернового материала, отобранного из продуктивного пласта соответствующего месторождения. Процессы вытеснения производятся с постоянной скоростью с помощью датчика 11 постоянного расхода. Для поддержания пластовой температуры в пористой среде кернодержатель обматывают нагревательной лентой 22, которая подключается к блоку 20 терморегулирования, а блок подсоединяется к вариатору напряжения.
В процессе вытеснения нефти с помощью дифференциального манометра 16 определяют перепад давления.
Предлагаемые ниже примеры отражают 4 возможных на практике варианта состояния призабойной зоны скважины: когда продуктивность скважины снижена вплоть до нуля за счет проникновения жидкости глушения при ремонтных работах (примеры 1-2); когда призабойная зона скважины не загрязнена жидкостью глушения (пример 3); когда продуктивность скважины снижается вследствие прорыва нагнетаемых вод (пример 4); когда продуктивность скважины снижена вследствие набухания глинистого материала при увеличении обводненности продукции, а также отложением АСПО (пример 5).
Эксперименты в примерах 1-4 выполнены на установке постоянных расходов; контролируемым параметром является перепад давления. Эксперименты в примере 5 выполнен на установке постоянных перепадов давления; контролируемым параметром является расход.
П р и м е р 1.
Для моделирования глушения скважины по базовому варианту (глушение хлоркальциевой жидкостью, ρ 1,21 г/см3) нагнетали жидкость глушения в модель пласта БС10, составленную из кернов Усть-Балыкского месторождения. Проницаемость пористой среды по нефти 0,050 мкм2 при содержании связанной воды 37,9% вязкость нефти 3,33 спз, пластовая температура 78оС. Перепад давления при фильтрации нефти при указанном содержании связанной воды равен 180 мм рт.ст. Фактор сопро- тивления R : при этом перепаде давления принят за 1.
Фильтрация 1,0 Vп жидкости глушения приводила к возрастанию фактора сопротивления до 3,5. Дальнейшее нагнетание жидкости глушения не вело к увеличению фактора сопротивления.
Моделирование освоения скважины после глушения по базовому варианту заключалось в определении фактора сопротивления при фильтрации нефти после жидкости глушения. Начальный фактор сопротивления при фильтрации 0,1 Vп нефти составил 2,0. Стабилизация перепада давления достигалась при фильтрации 1,0 Vп нефти, при этом фактор остаточного сопротивления достиг 1,2.
Моделирование процесса глушения по предложенному способу заключалось в нагнетании блокирующей жидкости после жидкости глушения.
В качестве блокирующей жидкости использовался нефрас С 50/170. При этом снижался начальный фактор сопротивления от 2,0 до 1,6 по сравнению с нефтью при фильтрации 0,1 Vп. Стабилизация перепада давлений достигалась при фильтрации блокирующей жидкости 1,0 Vп, фактор остаточного сопротивления при этом составил 0,5. То есть по данным лабораторных опытов продуктивность скважины должна увеличиться в два раза.
П р и м е р 2. Моделирование глушения скважины по базовому варианту (глушение раствором нитрата кальция ρ 1,20 г/см3) проводили на кернах пласта БС10 Южно-Сургутского месторождения. Проницаемость пористой среды по нефти 0,054 мкм2 при содержании связанной воды 35,4% вязкость нефти 3,21 спз, пластовая температура 69оС. Перепад давления при фильтрации нефти при указанном содержании связанной воды равен 225 мм рт.ст. Фактор сопротивления при этом перепаде давления принят за 1.
Фильтрация 1,0 Vп жидкости глушения приводила к возрастанию фактора сопротивления до 3,2.
При моделировании освоения скважины после глушения по базовому варианту, заключающемся в нагнетании нефти после жидкости глушения, установлено следующее. Начальный фактор сопротивления при фильтрации 0,1 Vп нефти составил 3,1. Стабилизация перепада давления достигалась при фильтрации 1,0 Vп нефти, при этом фактор остаточного сопротивления достиг 2,1.
Моделирование процесса глушения по предложенному способу осуществлялось в двух вариантах.
В первом варианте моделирование заключалось в фильтрации блокирующей жидкости после жидкости глушения, т.е. в тех же условиях, что и в примере 1. В качестве блокирующей жидкости использовался нефрас С 50/170. Фильтрация 0,1 Vп блокирующей жидкости позволила уменьшить фактор сопротивления до 1,8. Стабилизация перепада давления достигалась при фильтрации 1,0 Vп блокирующей жидкости, фактор остаточного сопротивления при этом оказался равным 1,1. То есть использование нефраса С 50/170 в качеcтве блокирующей жидкоcти для уcловий Южно-Сургутcкого месторождения позволит восстановить продуктивность скважин.
Во втором варианте моделирование заключалось в фильтрации блокирующей жидкости сразу после фильтрации нефти (то есть призабойная зона скважины не содержит жидкости глушения). В качестве блокирующей жидкости использовался синтетический спирт. Фильтрация 0,1 Vпблокирующей жидкости привела к увеличению начального фактора сопротивления до 1,7. При фильтрации 1,0 Vп спирта фактор сопротивления составил уже 0,9. Стабилизация перепада давлений достигалась при нагнетании 3,0 Vп спирта. Фактор сопротивления при этом составил 0,15. Последующая фильтрация 1,0 Vп нефраcа С 50/170 позволила доcтичь фактора cопротивления 0,07. Таким образом применение спирта в качестве блокирующей жидкости позволит на порядок снизить фильтрационное сопротивление пористой среды.
П р и м е р 3. Моделирование глушения скважин по предложенному способу проводилось на кернах Покамасовского месторождения пласта Ю1. Проницаемость по нефти при содержании связанной воды 28,9% составляет 0,025 мкм2. Температура опыта 92оС, вязкость нефти 0,9 спз.
Перепад давления при фильтрации нефти при содержании связанной воды 28,9% составляет 730 мм рт.ст. Фактор сопротивления при этом перепаде давлений принят за 1.
Блокирующая жидкость фильтровалась сразу же после нефти. В качестве блокирующей жидкости использовалась смесь нефраса С 50/170 и синтетического спирта в отношении 1: 1. Фильтрация 0,5 Vп блокирующей жидкости привела к начальному увеличению фактора сопротивления до 1,7. При фильтрации 3,0 Vп фактор сопротивления составил 0,8. Стабилизация перепада давлений достигалась при фильтрации 4,0 Vп блокирующей жидкости, фактор сопротивления при этом составил 0,4.
П р и м е р 4. Моделирование глушения скважины по предложенному способу на кернах Покамасовского месторождения пласта Ю1. Проницаемость по нефти 0,025 мкм2 при содержании связанной воды 28,9% Условия опыта те же, что и в примере 3.
После фильтрации нефти в модель пласта нагнеталась пресная вода (ρ 1,02 г/см3) (вариант прорыва нагнетаемой воды в добывающие скважины), при этом происходил резкий скачок перепада давлений и затухание фильтрации, что связано с набуханием глинистых частиц. После фильтрации 4,0 Vп воды нагнетались блокирующая жидкость. В качестве блокирующей жидкости использовали две смеси нефраса А 150/330 и уксусной кислоты в отношении 60:40 и 40:60. Фильтрация 0,5 Vп блокирующей жидкости позволила значительно снизить перепад давления, при этом фактор сопротивления составил 1,1 и 1,4 соответственно. Фильтрация 1,0 Vпблокирующей жидкости позволила достичь снижения фактора сопротивления 0,8 и 1,1 соответственно.
П р и м е р 5. Моделирование глушения скважин по предложенному способу проводили с использованием насыпной пористой среды при постоянном перепаде давлений.
Моделировалась глинизированная, с отложениями АСПО призабойная зона пласта. Пористая среда была представлена кварцевым песком различного фракционного состава с добавлением 5 мас. бентонитовой глины.
Для формирования загрязнений, вызванных отложениями АСПО, через колонку пропускали 1,0 Vп 5%-ного раствора АСПО в бензоле. Затем бензол упаривали, подключив к колонке вакуумный насос, нагреванием до 80оС. При достижении постоянного веса колонки в ней создавали связанную воду, равную 37,5% посредством пропускания паров воды под вакуумом.
Фильтрацию вели при 80оС. Постоянный перепад давления поддерживался редуцированием от баллона.
В качестве контролируемого параметра был выбран удельный расход: , где Q расход нефти до обработки; Q' расход нефти после обработки.
В качестве нефти использовалась изовискозная модель ( μ 1,0 спз) нефти пласта Ю1 Покамасовского месторождения. Объем оторочки блокирующей жидкости был взят равным 1,0 Vп. Контрольные замеры расходов проводились при достижении стационарной фильтрации. Результаты экспериментов помещены в табл. 1.
Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.
Глушение скважины Усть-Балыкского месторождения N 1353
Характеристика скважины: объект эксплуатации пласт БС10; искусственный забой 2499 м; интервал перфорации 2463,2-2473,2, 2488,4-2490,4; пластовое давление 24,0 МПа; проницаемость (средняя по интервалу) 0,011 мкм2; средний дебит 12-13 м3/сут; обводненность 78%
На первом этапе произведено глушение скважины растворов CaCl2 (ρ1,30) в один цикл (согласно РД-39-0147009-6.030-86) без продавки жидкости глушения в пласт.
На втором этапе производятся спуско-подъемные операции с подземным оборудованием, при этом спускается колонна НКТ до глубины 1-2 м выше верхних дыр интервала перфорации. Башмак НКТ оборудуется пером-воронкой.
На третьем этапе производится закачка блокирующей жидкости нефраса С 50/170 в количестве, равном 1 объему НКТ (7 м3) при открытой затрубной задвижке. Жидкость глушения при этом собирается в блок долива.
На четвертом этапе производится нагнетание жидкости глушения в одном объеме НКТ 7 м3 при закрытой затрубной задвижке, блокирующая жидкость при этом продавливается в пласт.
После освоения дебит скважины составил 23-33 м3/сут, обводненность 80% За 2,5 месяца добыто дополнительно 250 т нефти.
Аналогичная технология была применена на скважинах 1354, 1379, 1395. Результаты сведены в табл. 2.
Таким образом предлагаемый способ глушения скважин эффективен на месторождениях с высокотемпературными и низкопроницаемыми коллекторами, сложен- ными гидрофильными глинизированными породами. Способ обеспечивает сохранение и даже повышение продуктивности скважин после ремонтных работ. Применяется серийное оборудование, а также доступные крупнотоннажные продукты, полупродукты и отходы производств.
Формула изобретения: 1. СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН, включающий последовательную закачку в призабойную зону блокирующей и задавочной жидкостей, отличающийся тем, что предварительно скважину глушат задавочной жидкостью в количестве 1 объем НКТ без продавки ее в пласт и проводят спуско-подъемные операции с установкой башмака НКТ на глубине продуктивного пласта, после чего при открытой затрубной задвижке закачивают блокирующую жидкость в количестве 1 объем НКТ со сбором задавочной жидкости в блок долива и последующую закачку блокирующей и задавочной жидкостей осуществляют при закрытой затрубной задвижке, а в качестве блокирующей жидкости используют углеводородную композицию и/или кислородсодержащий растворитель.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородную композицию используют из числа углеводородных фракций прямой гонки нефти: гексановой, бензольной, толуольной, ксилольной, нефрас С 50/170; химической переработки нефти: нефрас А 120/200, нефрас А 150/330, нефрас С5 150/330; отходов нефтехимических производств: абсорбенты А-1 и А-2, легкая смола пиролиза, бутиленбензольная фракция, а кислородсодержащий растворитель из числа низкомолекулярных спиртов С1 С3, кислот С1 С3 и кетонов С3 С4.