Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Способ обработки призабойной зоны скважины относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение, в частности, при обработке призабойных зон скважин путем закупорки водопроницаемых пропластков. Способ обработки призабойной зоны скважины предусматривает, что перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества в воде его аэрируют, аэрацию осуществляют с кратностью от 3,1 до 4,4 при пластовых условиях, а закачку в призабойную зону скважины осуществляют цилиндрически, чередуя с закачкой неаэрированной жидкости под давлением не ниже разницы между величинами 1,3·Pпл, где Pпл - пластовое давление, и гидростатическим давлением аэрированного раствора в объеме, необходимом для заполнения не менее 1 м призабойной зоны принимающего интервала. Техническим результатом является повышение эффективности.
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: 2118450
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 97103442/03
Дата подачи заявки: 27.02.1997
Дата публикации: 27.08.1998
Заявитель(и): Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им.акад.А.П.Крылова (RU)
Автор(ы): Сорокин А.В.(RU); Хавкин А.Я.(RU); Хисамов Раис Салихович (UZ); Правдюк Анатолий Николаевич (UZ); Смирнов В.А.(RU); Тазиев М.М.(RU)
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им.акад.А.П.Крылова (RU)
Описание изобретения: Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение, и частности, при обработке призабойных зон скважин путем закупорки водопроницаемых пропластков.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку тампонирующего раствора в скважину, выдержку ее и освоение [1].
Недостатком способа является низкая эффективность изоляции.
Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку в скважину аэрированного раствора поверхностно-активного вещества в воде, и ее освоение [2].
Данный раствор состоит из воды и пенообразователя
Этот раствор через аэратор, установленный на колонне насосно-компрессорных труб, закачивается в призабойную зону пласта.
Недостатком способа является его низкая эффективность, т.к. диспергированный (при пластовых условиях) раствор находится в состоянии газовой эмульсии со степенью дисперсности меньше размеров поровых капилляров пород пласта, что не приводит к достижению поставленной цели.
Целью изобретения является повышение его эффективности.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в скважину аэрированного раствора поверхностно-активного вещества в воде и освоение скважины, согласно изобретению, перед закачкой в скважину водного раствора поверхностно-активного вещества в воде его аэрацию осуществляют с кратностью от 3,1 до 4,4 при пластовых условиях, а его закачку в призабойную зону осуществляют циклически, чередуя с закачкой неаэрированной жидкости, под давлением не ниже разницы между величинами 1,3Pпл, где Pпл - пластовое давление, и гидростатическим давлением аэрированного раствора в объеме, необходимом для заполнения не менее 1 м призабойной зоны принимающего интервала.
Сущность изобретения.
В основу технологии положены физико-химические свойства пенных систем. Гетерогенная смесь газ - жидкость в зависимости от объемного соотношения фаз, может находиться в принципиально различных фазовых состояниях - газовая эмульсия, пена, аэрозоль.
Только пенные системы, как вязкие неньютоновские жидкости со значительным напряжением сдвига, могут выполнить роль кольматанта в промытых, высокопроницаемых пропластках.
Нижняя граница существования газожидкостной смеси в пенном состоянии определяется содержанием газовой фазы (кратность более 3) [3]. Поэтому в способе раствор поверхностно-активного вещества аэрируют с кратностью не менее 3,1 в пластовых условиях, а затем продавливают в пласт.
Таким образом, но сравнению с прототипом в процессе изоляции высокопроницаемых пропластков будет участвовать другое агрегатное состояние гетерогенной газожидкостной смеси (пена) с вязкостью, существенно большей по сравнению с газовой эмульсией, что будет способствовать увеличению эффективности способа.
В способе продавку газожидкостного аэрированного раствора из ствола скважины в пласт осуществляют под давлением Pпр, при котором в стволе скважины он переходит в состояние газовой эмульсии, с размером газовых пузырей (dгп) меньше диаметра поровых каналов пласта (dпл).
Для закачки газовой эмульсии в пласт для малопроницаемых коллекторов соотношение dпл/dгп (где dпл - эквивалентный диаметр порового пространства, а dгп - диаметр газового пузыря) не менее 2,6, а для коллекторов с хорошей проницаемостью не менее 1,09 (согласно промысловому опыту).
Поэтому при предварительных практических расчетах для определения давления продавки закачиваемой смеси в пласт принимают соотношение диаметров порового пространства пласта и газового пузырька (dпл/dгп)=1,09.
Давление продавки определяют исходя из уравнения состояния идеального газа
P·V=const.
Вывод формулы осуществляют при рассмотрении поведения газового пузырька на забое скважины и в пластовых условиях, допуская, что данная система подчиняется уравнению состояния идеального газа.
Учитывая, что
Pпл · Vпл =Pзак · Vзак,
где
Vпл - объем газового пузырька в пласте, м3;
Pпл - пластовое давление, МПа;
Vзак - объем газового пузырька на забое скважины, м3;
Pзак - давление на забое скважины, МПа;
Pзак= Pпл(Vпл/Vзак).
Учитывая шарообразную форму газового пузырька на забое скважины и в пласте, получим

где
Rгп, Rпл - радиусы газового пузырька на забое скважины и в пласте.
С учетом вышеприведенных данных минимальное давление продавки Pпр должно быть не менее
Pпр = (1,09)3·Pпл = 1,3 · Pпл, МПа.
Контроль за эффективностью обработки ведут по общепринятым критериям (процент обводненности, дебит скважины, динамический уровень и т.п.) с учетом изменения химического состава попутно извлекаемой воды.
Осуществление способа.
При обработке призабойной зоны скважины производят спуск подземного оборудования ниже нижних отверстий перфорации обрабатываемого интервала. Производится заполнение колонны насосно-компрессорных труб и затрубного пространства нефтью.
Перед закачкой в скважину раствора поверхностно-активного вещества в воде его предварительно аэрируют с кратностью не менее 3,1 в пластовых условиях. Далее закачивают его в призабойную зону скважины под давлением не ниже разницы между величинами 1,3Pпл и гидростатическим давлением, где Pпл - пластовое давление.
При этом происходит сжатие газовых пузырьков на забое скважины до диаметра, меньше диаметра поровых каналов пласта, и эмульсия проникает в пласт. В момент проникновения тампонируемой аэрированной жидкости происходит понижение давления продавки.
В пластовых условиях, где пластовое давление существенно ниже забойного давления, газовые пузырьки расширятся до размера поровых каналов, перекрывая высокопроницаемые пропластки. Количество циклов определяется возможностью закачать требуемый объем для заполнения не менее 1 м призабойной зоны принимающего интервала, не превышая предельно допустимого по техническим условиям давления, причем при достижении этого предельно допустимого по техническим условиям давления при закачке производили продавку аэрированного раствора нефтью (если выбрана добывающая скважина) или водой (если выбрана нагнетательная скважина) и затем продолжали закачку аэрированного раствора.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1.
В качестве экспериментального объекта была выбрана добывающая скважина 3378 Абдурахмановской площади (НГДУ Иркеннефть АО Татнефть). Пластовое давление соответствует 14,0 МПа, откуда с учетом технологического регламента общее количество воздуха (при выбранном для данного объекта коэффициенте аэрации 3,1) 434 куб.м на каждый кубометр пенообразователя.
Для приготовления аэрированного раствора используют мерник качающего агрегата ЦА-320, который заполняют требуемым количеством раствора поверхностно-активного вещества.
В качестве стабилизатора пены используют реагент ПО-6.
Глубина залегания пласта 1770 метров. Предварительный расчет давления продавки производят с учетом следующих данных:
Lпл = 1770 м;
Pпл = 14 МПа;
ρсм= = 236 кг/м3,
где
ρсм- - плотность закачиваемой смеси.
Тогда
Pгидр = ρсм g L = 3,9 МПа,
поэтому
Pпр = 1,3 · 14 - 3,9 = 14,3 МПа.
Таким образом, аэрированный раствор продавливают при давлении 14,3 МПа, а количество циклов определяется возможностью закачать требуемый объем для заполнения не менее 1 м призабойной зоны принимающего интервала, не превышая предельно допустимого по техническим условиям давления, причем при достижении этого предельно допустимого по техническим условиям давления при закачке производили продавку аэрированного раствора нефтью (так как была выбрана добывающая скважина) и затем продолжали закачку аэрированного раствора.
Фактическое давление продавки составило 14,3 МПа.
Объем аэрированного раствора составил 6460 н·м3, неаэрированного 4,5 н·м3.
После освоения скважины дополнительная добыча составила 198 тонн за месяц работы.
Пример 2.
В качестве экспериментального объекта была выбрана добывающая скважина 3304 Абдурахмановской площади (НГДУ Иркеннефть АО Татнефть). Пластовое давление соответствует 13 МПа, откуда с учетом технологического регламента общее количество воздуха (при выбранном для данного объекта коэффициенте аэрации 3,8) 494 м3 на каждый кубометр пенообразователя.
Для приготовления аэрированного раствора используют мерник качающего агрегата ЦА-320, который заполняют требуемым количеством раствора поверхностно-активного вещества.
В качестве стабилизатора пены используют реагент ПО-6.
Глубина залегания пласта 1654 метров. Предварительный расчет давления продавки производят с учетом следующих данных:
Lпл = 1654 м;
Pпл = 13 МПа;
ρсм= 236 кг/м3, где ρсм- плотность закачиваемой смеси.
Тогда
Pгидр = ρсм g L = 3,8 МПа,
поэтому
Pпр = 1,3 · 13 - 3,8 = 13,1 МПа.
Таким образом, аэрированный раствор продавливают при давлении не ниже 13,1 МПа, а количество циклов определяется возможностью закачать требуемый объем для заполнения не менее 1 м призабойной зоны принимающего интервала, не превышая предельно допустимого по техническим условиям давления, причем при достижении этого предельно допустимого по техническим условиям давления при закачке производили продавку аэрированного раствора нефтью (так как была выбрана добывающая скважина) и затем продолжали закачку аэрированного раствора.
Фактическое давление продавки аэрированного раствора составило 14,2 МПа.
Объем аэрированного раствора составил 4570 н·м3, неаэрированного 2,5 н·м3
После освоения скважины дополнительная добыча составила 25 тонн за отчетный период.
Пример 3.
В качестве экспериментального объекта была выбрана добывающая скважина 820 Абдурахмановской площади (НГДУ Иркеннефть АО Татнефть). Пластовое давление соответствует 14,5 МПа, откуда с учетом технологического регламента общее количество воздуха (при выбранном для данного объекта коэффициенте аэрации 4,4) 638 м3 на каждый кубометр пенообразователя.
Для приготовления аэрированного раствора используют мерник качающего агрегата ЦА-320, который заполняют требуемым количеством раствора поверхностно-активного вещества.
В качестве стабилизатора пены используют реагент ПО-6.
Глубина залегания пласта 1768 метров. Предварительный расчет давления продавки производят с учетом следующих данных:
Lпл = 1768 м;
Pпл = 14,8 МПа;
ρсмсм = 236 кг/м3, где ρсмсм - плотность закачиваемой смеси.
Тогда
Pгидр = ρсмсм gL = 4 МПа,
поэтому
Pпр = 1,3 · 14,8 - 4 = 15,2 МПа.
Таким образом, аэрированный раствор продавливают при давлении не ниже 15,2 МПа, а количество циклов определяется возможностью закачать требуемый объем для заполнения не менее 1 м призабойной зоны принимающего интервала, не превышая предельно допустимого по техническим условиям давления, причем при достижении этого предельно допустимого по техническим условиям давления при закачке производили продавку аэрированного раствора нефтью (так как была выбрана добывающая скважина) а затем продолжали закачку аэрированного раствора.
Фактическое давление продавки аэрированного раствора составило 16 МПа.
Объем аэрированного раствора составил 4830 н·м3, неаэрированного 3,1 н·м3.
После освоения скважины дополнительная добыча составила 30 тонн за месяц.
Источники информации.
1. Авторское свидетельство СССР 605937, кл. B 21 43/00, опубликовано 1975 г.
2. Авторское свидетельство СССР 143757, кл. B 21 43/22, опубликовано 1961, прототип.
3. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1976.
Формула изобретения: \ \ \ 1 Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину аэрированного раствора поверхностно-активного вещества в воде и освоение скважины, отличающийся тем, что перед закачкой в скважину раствора поверхностно-активного вещества в воде его аэрацию осуществляют с кратностью от 3,1 до 4,4 при пластовых условиях, а его закачку в призабойную зону осуществляют циклически чередуя с закачкой неаэрированной жидкости под давлением не ниже разницы между величинами 1,3 Pпл, где Pпл - пластовое давление, и гидростатическим давлением аэрированного раствора в объеме, необходимом для заполнения не менее 1 м призабойной зоны принимающего интервала.