Forbidden

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

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА - Патент РФ 2053355
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в нефтегазодобывающей промышленности, для интенсификации притока флюида из нефте- водо- и газонасыщенных пластов путем докольматации их порогового пространства. Сущность изобретения: способ включает последовательно реагентную обработку околоскважинной зоны путем продавливания базового технологического раствора, разрушающего глинистые кольматирующие образования, содержащего водный раствор бикарбонатов одновалентных металлов (катионов) 5 - 12 мас.%, поверхностно-активного вещества 0,5 - 2,0 %, выдержку его на реакцию с последующим удалением продуктов реакции, затем закачку аэрированного базового технологического раствора и продавку его воздухом в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине, затем повторяют операции способа с базовым технологическим раствором. При необходимости повторяют все операции способа с использованием в качестве базового технологического раствора водные растворы кислородсодержащих соединений серы и поверхностно-активное вещество. Применение данного способа позволяет подключить к эксплуатации слабопроницаемые пропластики смешанных глинистых коллекторов и выйти на проектную мощность пласта. 3 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: 2053355
Класс(ы) патента: E21B43/25
Номер заявки: 93019962/03
Дата подачи заявки: 19.04.1993
Дата публикации: 27.01.1996
Заявитель(и): Гребенников Валентин Тимофеевич
Автор(ы): Гребенников Валентин Тимофеевич
Патентообладатель(и): Гребенников Валентин Тимофеевич
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации притока флюида из нефте-, водо- и газонасыщенных пластов путем декольматации их порового пространства.
Основной причиной уменьшения дебита скважины является кольматация порового пространства околоскважинной зоны в результате поглощения в процессе бурения промывочной жидкости, содержащей глинистые коллоидно-дисперсные частицы.
Известен способ удаления глинистых образований путем закачки пенной системы в затрубное пространство с вытеснением находящейся в скважине жидкости через НКТ. Вызов притока осуществляется благодаря снижению забойного давления за счет уменьшения плотности пены путем повышения степени аэрации (отношение расхода газовой фазы к расходу пенообразующего раствора при нормальных условиях).
Этот способ очистки околоскважинной зоны мало эффективен, так как в процессе замены жидкости на пену обратной промывкой возможно проникновение в пласт дополнительного количества жидкости, что может привести к уплотнению кольматирующего материала.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ интенсификации притока флюида из пласта, включающий закачку высокостабильной пены с последующей продавкой ее в пласт воздухом в объеме, обеспечивающем необходимый охват пласта, а затем закачку технологического раствора.
Однако этот способ не позволяет в полной мере задействовать слабопроницаемую зону пласта и подключить ее к эксплуатации.
Цель изобретения интенсификация притока флюида из пласта с неоднородной проницаемостью и высокой степенью загрязнения за счет повышения эффективности выноса продуктов кольматации, увеличения коэффициента охвата пласта по толщине и подключение к эксплуатации слабопроницаемой зоны пласта.
Цель достигается путем задавливания технологического раствора на основе бикарбонатов одновалентных металлов в околоскважинную зону, его выдержку в течение не менее 4 ч с последующим удалением. Эта операция способа обеспечивает проработку порового пространства высокопроницаемых пропластков и удаление кольматирующих образований. Далее закачивают раствор из бикарбоната натрия и пенообразующего ПАВа, который закачивают при аэрации (степень аэрации 1-1,5) сжатым воздухом, подаваемым от компрессора, в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине. Эта операция позволяет создать достаточно эффективное гидродинамическое сопротивление за счет проникновения пенной системы на более удаленное расстояние в пласт, чем при обычной пеннореагентной обработке.
Создание такого рода гидродинамического сопротивления в высокопроницаемых пропластках делает их практически непроницаемыми в течение 2-4 ч, что позволяет провести задавливание раствора в закольматированную слабопроницаемую зону и, как следствие этого, подключение их при последующей обработке околоскважинной зоны технологическим раствором на основе бикарбонатов одновалентных растворов с выдержкой не менее 4 ч к эксплуатации. После этого определяют достигнутый дебит скважины и ее коэффициент продуктивности. При необходимости повторяют все операции способа, используя в качестве технологического раствора раствор на основе водных растворов гидрокарбонатов одновалентных металлов (катионов), затем скважину осваивают.
Стабильность пеннореагентной системы в высокопроницаемых пропластках будет увеличиваться за счет эффекта конденсации, обусловленного выделением газов при взаимодействии реагента с глинистой составляющей. Объемы выделяющихся газов при взаимодействии с 1 г глинопорошка изменяются от 20-40 мл до 200 мл при использовании кислородосеросодержащих соединений и от 400 до 800 мл при использовании карбонатных соединений. Выделяющийся газ обеспечивает поддержание стабильности пены за счет такого рода конденсационного способа ее получения.
Критерии выбора ПАВ для реализации способа следующие:
гидропрофильно-липофильный баланс ГЛБ 9-15;
ПАВ совместим с водой, реагентом, что оценивается обычным способом, т.е. отсутствие помутнения в растворе через сутки свидетельствует о совместимости компонентов раствора (вода-реагент-ПАВ);
исходя из промысловой практики могут быть рекомендованы следующие виды ПАВ: сульфонол, сульфонол НП-3, сульфонол НП-1; ДС-РАС, ОП-10, превоцел W-ON-100, превоцел W-OF-100.
Концентрация ПАВ 1,5-2%
Применение пресной воды вместо пластовой, обладающей повышенной минерализацией и значительной карбонатной составляющей, во многом решает проблему совместимости компонентов.
Весьма важным является вопрос о выборе необходимого реагента для разрушения глинистого образования конкретного минералогического состава. Состав кольматирующих глинистых образований определяется как составом собственно промывочной жидкости, приготовленной на основе, как правило, монтмориллонитовой глины, так и составом образующегося при бурении естественного глинистого раствора за счет разбуривания глинистых пластов в разрезе самого различного минералогического состава. В общем случае в составе кольматирующих образований преобладают глины смешанного состава, что делает целесообразным ориентироваться на глины смешанного состава.
Экспериментально установлено, что эффективное разрушение глинистых образований обеспечивается при последовательной обработке скважины водными растворами гидрокарбонатов одновалентных катионов (NaHCO3, KHCO3, NH4HCO3) в пределах концентраций 5-10% и кислородосодержащего соединения серы (NaHSO4, KHSO4, KHSO5, (NH4)2S2O8, Na2S2O7, K2S2O7) в пределах концентраций
5-12%
Подтверждением данного утверждения служат результаты следующих опытов.
Лабораторные опыты проводились с образцами монтмориллонитовой глины (порода N 1), используемой для приготовления промывочных жидкостей, каолинитовой глины (порода N 2) и глины смешанного состава (порода N 3), отобранной из фильтрата бурового раствора при вскрытии продуктивных песчаников на Тевлинском месторождении (Когалымская группа месторождений, Западная Сибирь).
Порода N 1 представлена монтмориллонитовой глиной Саригюхского месторождения (Республика Армения). В составе породы преобладает монтмориллонит, присутствуют также смешанно-слойные образования типа гидрослюда-монтмориллонит. Примеси представлены неглинистыми минералами кальцит, гипс, полевой шпат и др.
Порода N 2 представлена каолинитовой глиной Глуховецкого месторождения. В составе породы преобладает каолинит, установлено также наличие примесей глинистых минералов (монтмориллонит, глауконит) и неглинистых минералов (плагиоклаз, кварц, кальцит и др.).
Порода N 3 состоит преимущественно из монтмориллонита, гидрослюды, хлорита со значительной примесью каолинита. Неглинистые минералы представлены пиритом, кальцитом, кварцем, полевым шпатом.
Для определения эффективности воздействия различных технологий реагентных обработок проводили обработку глинопорошков используемых пород следующими растворами: бикарбонат натрия (8% ), бисульфат натрия (10%) и последовательная обработка образцов растворами бикарбоната натрия (8%) бисульфата натрия (10%) и бисульфата натрия (10%) и бикарбоната натрия (8%).
Масса сухой навески породы 10 г, объем раствора 300 мл. Время обработки на шутель-аппарате не менее 4 ч. После обработки твердую фазу отделяли от фильтрата, высушивали до постоянного веса и определяли весовые потери образца.
Результаты опытов представлены в табл.1.
Из представленных данных видно, что обработка глинистых образований смешанного минералогического состава по предлагаемой технологии (опыт 4) дает наилучшие результаты.
П р и м е р 1. Скважина диаметром 140 мм пробурена на глубину 2075 м, эффективная мощность пласта 7,2 м, из которых 2,3 м в верхней части разреза представлены высокопроницаемыми песчаниками по сравнению с песчаниками, расположенными в нижней части разреза. Дебит скважины до обработки составлял 7,4 т/сут.
Готовят 4,2 м3 технологического раствора, содержащего 8% бикарбоната натрия и 0,5% ПАВ задавливают его в пласт и выдерживают 4 ч, после чего удаляют из скважины совместно с кольматирующими образованиями. Далее готовят 2 м3 аналогичного раствора и закачивают его в пласт при аэрации (степень аэрации 1-1,5) сжатым воздухом, подаваемым от компрессора, в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине (2,3 м: 4,9 м х 4,2 м3 1,97 м3). Затем в скважину закачивают первый технологический раствор, выдерживают его в пласте не менее 4 ч, после чего скважину промывают и осваивают. Дебит скважины после обработки составил 13,7 т/сут, что соответствует гидродинамическим параметрам пласта.
П р и м е р 2. Скважина диаметром 140 мм пробурена на глубину 2135 м, эффективная мощность пласта 8,5, из которых 3,3 м в верхней части разреза представлены высокопроницаемыми песчаниками по сравнению с песчаниками, расположенными в нижней части разреза. Дебит скважины до обработки составлял 5,3 т/сут.
Готовят 5 м3 технологического раствора, содержащего 8% бикарбоната натрия и 0,5% ПАВ, задавливают его в пласт и выдерживают 4 ч, после чего удаляют из скважины совместно с кольматирующими образованиями. Далее готовят 3,2 м3 раствора, содержащего 8% бикарбоната натрия и 1% пенообразующего ПАВ, закачивают его в пласт при аэрации (степень аэрации 1-1,5) сжатым воздухом в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине (3,3 м: 5,2 м х 5 м3 3,17 м3), затем в скважину задавливают первый технологический раствор и выдерживают его не менее 4 ч.
Скважину промывают и осваивают. Дебит скважины определился равным 7,7 т/сут, что не соответствует гидродинамическим параметрам пласта.
Далее готовят 5 м3 технологического раствора, содержащего 10% бисульфата натрия и 0,7% ПАВ, закачивают его в пласт и выдерживают не менее 4 ч, после чего удаляют из скважины совместно с кольматирующими образованиями. Готовят 3,2 м3 раствора, содержащего 10% бисульфата натрия и 2% пенообразующего ПАВ. Раствор закачивают в пласт при аэрации (степень аэрации 1-1,5) сжатым воздухом в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине, затем в скважину продавливают технологический раствор, содержащий 10% бисульфата натрия и 0,7% ПАВ с последующим удалением продуктов реакции. После чего скважину осваивают пенной системой. Дебит скважины составил 16,1 т/сут, что соответствует гидродинамическим параметрам пласта.
В табл.2 представлены сведения об остальных примерах реализации изобретения (примеры 3-5) и прототипа (пример 6).
Эффективность внедрения изобретения иллюстрируется данными табл.3.
Скважины, обработанные по примерам 1-5, после обработки приобретают проектный дебит, в то время как обработка по прототипу не приводит к получению проектного дебита.
Формула изобретения: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА, включающий последовательную закачку в пласт аэрированного раствора, продавку его сжатым воздухом в объеме, обеспечивающем необходимый охват пласта, и технологического раствора с последующим удалением продуктов реакции и освоение скважины, отличающийся тем, что предварительно перед закачкой аэрированного раствора в пласт задавливают технологический раствор, разрушающий глинистые кольматирующие образования в пласте, выдержку его не менее 4 ч и удаление продуктов реакции, а в качестве аэрированного раствора используют предварительно аэрированный технологический раствор, разрушающий глинистые кольматирующие образования, а продавку осуществляют сжатым воздухом в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине, затем повторяют операции, при этом в качестве технологического раствора, разрушающего глинистые кольматирующие образования, используют состав, содержащий гидрокарбонаты одновалентных металлов или кислородсодержащие соединения серы, ПАВ и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Гидрокарбонаты одновалентных металлов или кислородсодержащие соединения серы - 5,0 - 12,0
ПАВ - 0,5 - 2,0
Вода - Остальное