Способ обработки призабойной зоны пласта

Способ обработки призабойной зоны пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти Цель - повышение эффективности способа обработки терригенного пласта после его разрыва за счет возможности снижения фильтрации раствора через стенки трещины в поровое пространство пласта Для этого в скважину под давлением нагнетают кислотные растворы с чередованием закачки соляно-кислотного раствора с расходом, превышающим расход жидкости, необходимый для раскрытия трещин, и глинокислотного раствора с расходом, обеспечивающим ее раскрытие . Время Т закачки глинокислотного раствора в одном цикле определяют из математического выражения Т (Рмакс - Рмин) t, где Рмакс - максимальное давление при закачке соляно-кислотного раствора, МПа, Рмин - минимальное давление, при котором происходит раскрытие трещины, МПа; t - удельное время восстановления давления, с/МПа. Циклы повторяют до момента достижения давления раскрытия трещины при закачке соляно-кислотного раствора с расходом, соответствующим его расходу в первом цикле. После продавки последней порции глинокислоты снижают давление, отсоединяют технику, поднимают пакер и пускают скважину в работу газлифтным способом . В результате выполненных работ дебит скважины по жидкости увеличивается в 1,5 раза, а по нефти - в 1.3 раза ел С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/27

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4695374/03 (22) 27,03.89 (46) 15,09,91. Бюл, ЬЬ 34 (71) Нефтегазодобывающее управление

"Полтаванефтегаз" (72) Д.А. Егер, О.Н. Кись, И.И. Музычко, В.Я.

Онищенко и М.В, Шиян (53) 622.245.7(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

М 834341, кл. Е 21 В 43/26, 1979.

Авторское свидетельство СССР

М 1010258, кл. Е 21 В 43/27, 1981, (54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти. Цель — повышение эффективности способа обработки терригенного пласта после его разрыва за счет возможности снижения фильтрации раствора через стенки трещины в поровое пространство пласта. Для этого в скважину под давлением нагнетают кислотные растворы с чередованием закачки соляно-кисИзобретение относится с нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта.

Целью изобретения является повышение эффективности способа обработки тер, ригенного пласта после,,его разрыва за счет возможности снижения фильтрации раствора через стенки трещины в поровое пространство пласта.

Способ осуществляют следующим образом... Ж 1677279 А1 лотного раствора с расходом, превышающим расход жидкости, необходимый для раскрытия трещин, и глинокислотного раствора с расходом, обеспечивающим ее раскрытие. Время Т закачки глинокислотного раствора в одном цикле определяют из математического выражения Т = (Рилакс — P w) t, где Рмшс — максимальное давление при закачке соляно-кислотного раствора, МПа;

PMgq — минимальное давление, при котором происходит раскрытие трещины, МПа; t— удельное время восстановления давления, с/МПа. Циклы повторяют до момента достижения давления раскрытия трещины при закачке соляно-кислотного раствора с расходом, соответствующим его расходу в первом цикле. После продавки последней порции глинокислоты снижают давление. отсоединяют технику, поднимают пакер и пускают скважину в работу газлифтным способом. В результате выполненных работдебит скважины по жидкости увеличивается в

1 5 раза, а по нефти — в 1.3 раза.

После разрыва пласта при повышенных давлениях эакачивают соляно-кислотный раствор с максимально возможными расходами. При этом происходит фильтрация раствора как в трещину, так и в околотрещинное паровое пространство, создавая в нем зону повышенного давления.

Затем расход снижаю и закачивают глинокислотный раствор при пониженных давлениях, обеспечивающих однако поддержание трещины в открытом состоя. нии. В результате снижения давления в тре1677279 щи не происходит разгрузка пласта в околотрещинной зоне с частичной отдачей в трещину отфильтровавшегося ранее в околотрещинное поровое пространство соляно-кислотного раствора. Это препятствует поглощению глинокислотного раствора через стенки трещины и позволяет закачать глинокислотный раствор на большую глубину, создавая эрозию стенок трещины.

Время закачки глинокислотного раствора в одном цикле Т рассчитывается по формуле

Т (Р макс Р мин) 1, где Рмакс — максимальное давление при закачке соляно-кислотного раствора, МПа, Р ин — минимальное давление, при котором происходит раскрытие трещины, МПа;

1 — удельное время восстановления давления, c/MÏà. ,Циклы повторяют до момента достижения давления раскрытия трещины при закачке соляно-кислотного раствора с расходом, соответствующим его расходу в 1-м цикле, В этом случае происходит смыкание трещины и в дальнейшем подвергается обработке матрица пласта.

Объем соляно-кислотного раствора в одном цикле выбирается исходя из ограничения только его нижнего предела, соответствующего достижению максимального давления при максимальном расходе, и Определяется опытным путем в процессе снятия индикаторной диаграммы.

В рассмотренном примере этому условию соответствует обьем, равный 2 м, Объем раствора HF определяется исходя из времени его закачки при расходе, соответствующем давлению раскрытия трещины. В приведенном примере расчетный объем составил 1,8 м . В связи с существующей точностью промысловых замеров принимается ближний верхний объем раствора HF, равный в рассмотренном случае 2 м.З

Максимальный расход HCI определяется техническими характеристиками насосных агрегатов, их количеством и геолого-промысловыми параметрами пластов. При этом всегда исхОдя из достижения максимально возможного расхода HCI.

В рассмотренном примере использованы три насосных агрегата с максимальным расходом 0,024 мзl с.

Нижний предел расхода соляно-кислотного раствора ограничивается максимальной производительностью насосных агрегатов и не может быть ниже расхода, соответствующего давлению раскрытия трещины.

":.0

Верхняя граница расхода ограничена только техническими характеристиками агрегатов, а также скважины и оборудования, Закачка глинокислотного раствора производится при давлениях Р, соответствующих давлению раскрытия трещины Р>. При

Р < Рт процесс не реалируется, поскольку трещина закрывается.

Превышение величины P по Рт приводит к снижению перепада давления между околотрещинной поровой частью пласта и трещиной. Это приводит к уменьшению времени разгрузки трещины, что нецелесообразно, Пример . Геолого-техническая характеристика скважины, Эксплуатационная колонка 146 мм, толщина стенок 8-11 м, При давлении опрессовки 14 МПа эксплуатационная колонка герметичная.

Интервалы перфорации: 3072-3070 м, 2965-2962 м, 2857 †28 м, 2827 †28 м, 2810-2806 м, 2795 — 2792 м, Искусственный забой 3100 м. Пластовое давление 19,3 МПа.

Дебит скважины по жидкости Ож = 12 т/сут, по нефти Он = 9 т/сут.

В скважину спущены 73-миллиметровые насосно-компрессорные трубы с высаженными концами на глубину 3050 м и запакерованы пакером ПШ-5-500 на глубине 3040 м.

Для проведения кислотного гидроразрыва (КГРП) скважину заполнили пластовой водой, обработанной 0,1 У,-ным раствором

ПАВ (превоцелла), На устье скважины установили арматуру 2 АУ вЂ” 700 и через агрегат БМ-700 подсоедили к ней три насосных агрегата АСГ-700, Для определения давления раскрытия трещины и удельного времени восстановления давления скважину испытали на приемистость. В I-ом режиме расход Q 0,003 м /c, давление Р 16 МПа; во II-ом режиме з расход Q 0,0061 м /с, давление Р 20 МПа; в

1И-ем режиме расход 0.0,01 м /с. давление

Р 22 МПа.

По индикаторной диаграмме определили величину давления раскрытия трещины, которое равно 16 МПа.

После прекращения закачки по устьевому манометру сняли кривую падения.давления, по которой определили удельное время восстановления давления. За 10 мин давление снизилось с 22 до 16 МПа, т,е. удельное время составило

t - 22 16 - 100 c/МПа, 600

Поскольку максимально достигаемое давление при расходе 0ж 0,024 м /с составляет 22,0 МПа, а минимальное допустимое

1677279

s работу газлифтным способом. В результате выполненных работ дебит скважины по жидкости увеличился в 1,5 раза, а rio нефти — 1,3 раза.

Составитель А,Симецкая

Техред M.Ìoðråíòàë Корректор Л. Бескид

Редактор Е,Слиган

Заказ 3094 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101 при закачке в трещину глинокислотного раствора, при условии раскрытия трещины, 16,0 МПа, то время разгрузки пласта (время закачки глинокислотного раствора) составляет 5

Т-{22,0 — 16,0) х 100 -500 с.

Тогда объем закачанного глинокислотного раствора в трещину составляет

V -ОжТ звк.

HF, HF где Q® при Р - 165 — расход жидкости в 10 скважину при давлении l6,0 МПа, он равен

0,003 м /с, Ч 0,003500 1,5м .

Таким образом, максимальное количество глинокислоты, которое можно закачать 15 в трещину при разгрузке пласта, составляет .-„2 м поэтому объем порции глинокислоты принимают равным 2 м, Далее в скважину последовательно закачивают 2 м HCI+2 м HF+2 м НС!+2 20 мз HF + 2 м HCI + 2 v HF продавливают в трещину пластовой водой, причем закачка соляной кислоты осуществляется с максимальным расходом, в данном случае 0,024 м /с, а закачка глинокислоты — с расходом 25

0 003 з/cc

При продавке первой порции соляной кислоты давление составило 22,5 МПа, при продавке глинокислоты 16,5 МПа, при продавке второй порции соляной кислоты 20,0 30

МПа„глинокислоты — 16,5 МПа, при продавке третьей порции соляной кислоты 17,2

МПа, а глинокислоты — 16,0 МПа.

После продавки последней порции глинокислоты снизили давление, отсоединили 35 технику,.подняли пакер и пустили скважину

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий циклическое нагнетание под давлением в скважину кислотных растворов, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа обработки терригенного пласта после его разрыва эа счет воэможности снижения фильтрации раствора через стенки трещины в поровое пространство пласта, нагнетание кислотных растворов осуществляют чередованием закачки соляно-кислотного раствора с расходом, превышающим расход жидкости, необходимый для раскрытия трещины и глинокислотного раствора с расходом. обеспечивающие ее раскрытие, причем время закачки глинокислотного раствора Т в одном цикле определяют иэ математического выражения

Т = (Рмакс Рмин) 4, где Рм кс — максимальное давление при закачке соляно-кислотного раствора, МПа;

Рм н — минимальное давление, при котором происходит раскрытие трещины, МПа;

t — удельное время восстановления давления, c/MÏ3, а циклы повторяют до момента достижения давления раскрытия трещины при закачке соляно-кислотного раствора с расходом, соответствующим его расходу в первом цикле.