Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины

Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки призабойной зоны скважины. Цель - повышение эффективности способа за счет выноса из призабойной зоны осадка сульфатов кальция и магния. Определяют приемистость призабойной зоны, давление и скорость закачки раствора. Закачивают в призабойную зону 15%-ную отработанную серную кислоту и продавливают ее в пласт водой. Скважину выдерживают 8-12 ч, после чего пускают ее в работу с депрессией, на 0,1-0,2 МПа больше , чем предусмотрено технологическим режимом, до получения продукции в объеме 10-15 обьемов перового пространства обработанной части призабойной зоны скважины . Затем переводят скважину на обычный технологический режим. Прирост добычи нефти составляет 0,6-0,7 т/сут на 1 скважину. 3 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (sI)s Е 21 В 43/27

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ-.

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4721579/03 (22) 20.06.89 (46) 07.09.91. Бюл, М 33 (71) Институт проблем глубинных нефтегазовых месторождений АН АЗССР (72) Н.Д.Таиров, P.À.Ìóñàåâ. Э,Г.Халилов, А.И.Асадов и М.И.Абдуллаев (53) 622.245(088.8) (56) Комиссаров А.И., Яровой P.À. О применении серной кислоты для воздействия на карбонатные пласты. — В кн.: Повышение эффективности методов воздействия на нефтяные пласты. — Тр. СевКавНИПИнефть, вып. 32, 1980. с. 12 — 18, (54) СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к споИзобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки приэабойной зоны скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины растворами серной кислоты за счет выноса из призабойной эоны скважины осадка сульфатов кальция и магния.

Способ осуществляют следующим образом, После остановки скважины обследуют забой. В случае закрытия фильтра проводят промывку песчаной пробки и измеряют забойные давление и температуру. В скважину опускают насосно-компрессорные трубки на 1; 3 м выше верхних перфораци„„5U ÄÄ 1675545 А1 собам кислотной обработки призабойной зоны скважины, Цель — повышение эффективности способа эа счет выноса из призабойной эоны осадка сульфатов кальция и магния, Определяют приемистость призабойной зоны, давление и скорость закачки раствора. Закачивают в призабойную зону

15 ь-ную отработанную серную кислоту и продавливают ее в пласт водой. Скважину выдерживают 8-12 ч, после чего пускают ее в работу с депрессией, на 0,1 — 0,2 МПа больше, чем предусмотрено технологическим режимом, до получения продукции в объеме

10 — 15 объемов порового пространства обработанной части призабойной зоны скважины. Затем переводят скважину на обычный технологический режим. Прирост добычи нефти составляет 0,6 — 0,7 т/сут на 1 скважину. 3 табл. онн ых отверстий, У устья скважины устанавливают стандартное заливочное оборудование, закачивают воду и определяют приемистость приэабойной зоны. По результатам определения приемистости обрабатываемого пласта и с учетом состояния эксплуатационной колонны определяют допустимые давление и скорость закачки раствора. Из автоцистерны гибким шлангом подают в прием заливочного агрегата раствор 157;-ной отработанной серной кислоты (0CK) и через насосно-компрессорные трубы.эакачивают его в призабойную зону пласта.

Затем приступают к закачке расчетного количества продавочной воды. После завершения закачки с целью предупреждения

1675545

35

50 осаждения и цементирования осадков, образовавшихся в порах в результате взаимодействия кислоты с карбонатами, скважину вводят в эксплуатацию после выдержки в течение 8 — 12 ч. Вызов притока осуществляют при повышенном по сравнению с технологическим на 0,1 — 0,2 МПа перепаде давления путем увеличения погружения глубинного насоса или длины хода станка качалки либо увеличением числа его качаний, изменения обьема рабочего агента и т.д, В начальном периоде для обеспечения нормальной работы глубинного насоса возможен подлив в скважину жидкости с целью уменьшения концентрации осадков, выведенных из призабойной зоны, После получения из скважины продукции в объеме 10-15 объемов nopoaoro пространства обработанной части призабойной зоны скважины последнюю переводят на обычный технологический режим.

Способ испытывают в лабораторных условиях на модели пористой серы, заполненной породой природных продуктивных

1 отложений, свойства которой приведены в табл, 1, Модель пористой среды тщательно вакуумируют и насыщают пресной водой, после чего определяют проницаемость по воде. Затем воду замещают раствором 15%ной отработанной серной кислоты, В экспериментах по изменению проницаемости по углеводородам пористую среду насыщают керосином и определяют проницаемость, Затем керосин замещают нефтью. Через 24 ч в насыщенную нефтью пористую среду закачивают один поровый объем 15%-ного раствора ОСК и фильтрацией керосина при различных условиях определяют углеводородопроницаемость пористой среды.

В первой стадии опытов согласно прототипу систему оставляют в покое на 24 ч для.протекания реакции ОСКС карбонатами пористой среды, а затем вновь определяют проницаемость пористой среды по воде при депрессии, равной 0,05 МПа. Определение проницаемости по воде осуществляют многократно после фильтрации каждых 3 поровых объемов пор до 24 объемов пор включител ьно, В последующих опытах (2 — 10) изменяют как время выдер>кки ОСК в модели пористой среды, так и депрессию при фильтрации воды, Проницаемости пористой среды оценивают также после фильтрации каждых 3 паровых объемов воды до 24 ч обьемов включительно.

Аналогичным, путем проводят измерения проницаемости пористой среды по углеводородам.

Результаты проведенных опытов приведены в табл. 2 и 3.

Как видно из данных табл. 2, при обработке пористой среды по прототипу (опыт 1) первоначальная проницаемость пористой среды не восстанавливается даже после фильтрации 24-х поровых объемов воды. Повидимому длительная выдержка раствора

ОСК в течение 24 ч приводит к образованию большего количества осадков сульфата кальция и магния, которые, осаждаясь и цементируясь в порах при депрессии0,05МПа, не выносятся водой из терригенной породы.

С уменьшением продолжительности выдержки ОСК в пористой среде и увеличением депрессии эффективность увеличения проницаемости пористой среды возрастает (опыты 2 — 10). Наилучшие результаты достигаются при выдержке раствора ОСК в пористой среде в течение 8 ч и последующей фильтрации воды при депрессии на

0,1 — 02 МПа выше депрессии согласно технологическому режиму работы.

В этом случае проницаемость пористой среды по воде в сравнении с первоначальной возрастает на 5 — 24% и уже после фильтрации 15 — 18 поровых обьемов она не возрастает, и поэтому дальнейшая фильтрация воды нецелесообразна., В промысловых условиях это обычно соответствует эксплуатации скважины на повышенной депрессии в течение 2 — 3 сут, Как следует из данных табл. 3, оптимальное время реагирования ОСК с породой при фильтрации углеводородов также составляет 8 — 12 ч.

Примеры осуществления способа на двух скважинах.

1. Забой скважины 850 м, фильтр 786—

796 м, пластовые давление и температура соответственно 1,95 МПа и 37 С, Плотность нефти и воды соответственно 933 и

1020 / 3

Пластовая вода гидрокарбонатно-натриевого типа. Скважина эксплуатировалась глубинно-насосным способом с суточным дебитом 1,4 т нефти.

2,, Забой скважины 532 м, фильтр 495—

532 м, пластовые давление и температура соответственно 2,215 МПа и 28ОС. Плотность нефти и воды соответственно 930 и

1019 кг/м".

Пластовая вода гидрокарбонатно-натриевого типа.

Скважины эксплуатируют глубинно-насосным способом с суточным дебитом 0,3 т нефти и 0,2 м воды.

Для обработки в каждую скважину закачивают по 7,0 м 15 g-ного раствора отрабо3 танной серной кислоты, получаемой в

1675545 приэабойную зону раствора отработанной серной кислоты, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет выноса иэ призабойной зо5 ны осадка сульфатов кальция и магния, раствор отработанной серной кислоты выдерживают в призабойной зоне 8 — 12 ч, после чего производят откачку депрессией на 0,1 — 0,2 МПа больше, чем депрессия

10 при эксплуатации, до получения продукции в обьеме 10 — 15 обьемов парового пространства обработанной части призабойной эоны скважины, а затем создают депрессию, равную депрессии при эксплу15 атации, процессе сернокислотной очистки нефтяных масел и нефтепродуктов.

После обработки скважины останавливают на 8 ч для завершения реакции взаимодействия кислоты с карбонатами пласта, а затем при повышенной на 0,1 МПа депрессии пускают в эксплуатацию.

Через 3 сут скважины переводят на обычный режим работы.

В результате применения предлагаемого способа дебит нефти увеличился соответственно на 0,6 и на 0,7 т/сут, Формула изобретения

Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в

Таблица 1

Таблнпа 2 сть, нхн, после ф>ои.трепни различных объемов воды, в объенох пор

3 Ь 9 12 15 18 21 24 по о тл

0,50 0 50 0,50

0,45

Oi4O

Oi 3/

0>33 О,34

0 ° 32

О,95

0,05

1 24 (Прототнл)

2 20

0,05 0,94

0,58

0 ° 5Ü 0,58

0,50

0 53

0,46

0,42

О> 40

О, 35

0,69

0,76

0>ЬЯ

0,64

0,6

0 54

3 16

4 12

5 8

6 4

7 8

Oi4/

0,42

0 ° 3/

0 ° 40

0,45

0,45

0,61

0,36

0,34

0,98

0,05

0,05

О, 75 О, 76

0 ° 80 0,80

0,80 0,81

0,71

0,63

0,52

0,45

0,95

0,80

0,80

О> 74

1,03

0,76

0,05

O,OS

О,1

0,15

0,20

0,25

0 /

О ° 56

0,38

0,3/

1,00

0,98

0,98

0,81

0 ° 72

0,64

0,54

1,05

1,20

1,0$

1,20

i >05 I 19

1 ° 02

1>15

1, 19

1,0

0,82

1,04

0,45

1,17

1,13

0,82

0,85

O,Å3

0,56

А>60

0,59

1 ° 0

8 8

9 8

10 8

1,10

1 ° 24

1,23

ti 23

1 ° 23

1, 15

1,0

1,24

t,24

1,24

1,23

1>18

1,14

t 08

0,97

Таблнла 3 фнлътрапнм равлнчнын объемов

0>35 035 ОЗ/ 0>41 043 045 051

0,61

0,60

0,57

0 ° 90

0>05

0>61

О,46

0,47

0,50

0,60

0,64

0,92

0,95

0,98

0,99

0,92

0,88

0,65

0,65

0,68

0,68

Oi/3

0,76

0 ° /8

0,90

0,93

0,74

0,77

0,78

0Ä90

А>93

0,90

1,0

0 ° 99, 1,14

1,14

0,92

1,16

1,18

1,17

1,18

0,93

1 24

Прото

2. 20

3 16

4. 12

5 8

6 4

7 8

8 8

9 8

1О 8

О 05

0,05

0 05

0 05

0,05

О> I

0,15

0,20

0,25

0,35

0,36

0,3&

0 43

0 44

0 ° 55

0,68

О,/2

О, /4

0,38

O 39

0,42

О,50

0,55

0,69

0,73

0,75

0,76

0,42

0144

0,45

0,56

0,60

0182

0,88

0,91

0 88

0,49 О ° 51

0,50 0,52

0,54 0,57

0,63 0,65

0,66 0,67

0>95 0,95

0,98 1>01

1,02 1,04

1,03 1 05

0 55

0,56

0,62

О, 6 /

О ° 70

0,96

1,05

1>09

1,10

0 59

О162

0,66

0,72

0176

0,97

1,09

l>13

1,15

0,63

0,67

0,73

0,76

0,77

0,99

1, 12

1, 15

1, 16