Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины
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
