RU2391499C2 - Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин - Google Patents
Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2391499C2 RU2391499C2 RU2008135478/03A RU2008135478A RU2391499C2 RU 2391499 C2 RU2391499 C2 RU 2391499C2 RU 2008135478/03 A RU2008135478/03 A RU 2008135478/03A RU 2008135478 A RU2008135478 A RU 2008135478A RU 2391499 C2 RU2391499 C2 RU 2391499C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- volume
- oil
- acid
- acidic
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин включает закачку кислотного пенообразующего состава через скважину в зону продуктивного пласта в режиме циркуляции в расчете 0,3-2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта при открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы - НКТ скважины, через 20-60 с закачку нейтрального газа под давлением 10-65 МПа с производительностью 100-1200 м3/ч, пусковое давление нейтрального газа предварительно рассчитывают по приведенной расчетной формуле, в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава, после закачки кислотного пенообразующего состава закрывают задвижку или производят посадку пакера, закачивают оставшийся от исходного объема кислотный пенообразующий состав, продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме, равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации, осуществляют технологическую выдержку и удаление отработанного кислотного пенообразующего состава, пласт дренируют, производят освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины. Технический результат - увеличение проницаемости пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 4 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин.
Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку химреагента через скважину в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки, удаление отработанного раствора химреагентов (см. патент РФ №2140531, МПК Е21В 43/22, 1999 г.).
Однако известный способ вызова притока из пласта имеет следующие недостатки:
- не обеспечивает максимального увеличения проницаемости пласта,
- не обеспечивает увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов,
- не обеспечивает достаточного улучшения формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента,
- не обеспечивает повышения эффективности открытия новых путей сообщения пор,
- не позволяет достичь достаточного повышения интенсификации притока пластового флюида скважины.
Известен способ увеличения проницаемости подземного пласта, включающий закачку кислотного пенообразующего состава в пласт, технологическую выдержку, удаление отработанного состава и освоение скважины (см. US 20040168830, 02.09.2004 г.).
Однако известный способ при своем использовании имеет следующие недостатки:
- не обеспечивает максимального увеличения проницаемости пласта,
- не обеспечивает увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов,
- не обеспечивает достаточного улучшения формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента,
- не обеспечивает повышения эффективности открытия новых путей сообщения пор,
- не позволяет достичь достаточного повышения интенсификация притока пластового флюида скважины.
Задачей изобретения является создание способа газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин.
Техническим результатом является достижение максимального увеличения проницаемости пласта, увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов, улучшение формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента, повышение эффективности открытия новых путей сообщения пор, а также повышение интенсификации притока пластового флюида скважины.
Технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что предложен способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин, включающий закачку кислотного пенообразующего состава через скважину в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки, удаление отработанного указанного состава и освоение скважины, при этом указанную закачку осуществляют в режиме циркуляции в расчете 0,3-2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта при открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы - НКТ скважины, через 20-60 секунд начинают закачку газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью закачки 100-1200 м3/ч, причем пусковое давление нейтрального газа предварительно рассчитывают по формуле:
где Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
h - глубина погружения труб под статический уровень, м,
ρ - плотность жидкости, т/м3,
g - ускорение силы тяжести, м/с2,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,
d - внутренний диаметр подъемных труб, м,
в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны, кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава, после закачки кислотного пенообразующего состава в объем НКТ скважины, закрывают задвижку или производят посадку пакера, закачивают оставшийся от исходного объема кислотный пенообразующий состав, продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме, равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации, закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины, после технологической выдержки и удаления отработанного кислотного пенообразующего состава пласт дренируют, освоение скважины производят через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом - ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины. При этом в качестве нейтрального газа используют азот, гелий или аргон. При этом для терригенного пласта используют кислотный пенообразующий состав, содержащий, мас.%: соляная кислота 10-25, плавиковая кислота 2-5, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м3 указанного состава. При этом для карбонатного пласта используют кислотный пенообразующий состав, содержащий, мас.%: соляная кислота 10-25, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м3 указанного состава. При этом кислотный пенообразующий состав имеет степень аэрации не менее 50.
Среди существенных признаков, характеризующих способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин, отличительными являются:
- осуществление закачки кислотного пенообразующего состава в режиме циркуляции в расчете 0,3-2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта при открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы - НКТ скважины, через 20-60 секунд начинают закачку газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью закачки 100-1200 м3/час,
- предварительный расчет пускового давления нейтрального газа по формуле:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
h - глубина погружения труб под статический уровень, м,
ρ - плотность жидкости, т/м3,
g - ускорение силы тяжести, м/с2,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,
d - внутренний диаметр подъемных труб, м,
- в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава,
- после закачки кислотного пенообразующего состава в объем НКТ скважины закрывают задвижку или производят посадку пакера,
- закачивание оставшегося от исходного объема кислотного пенообразующего состава,
- продавливание в пласт образовавшейся пенокислоты технической водой или нефтью в объеме, равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации,
- закрытие нагнетательной линии, плавное снижение давления в трубном пространстве скважины,
- после технологической выдержки и удаления отработанного кислотного пенообразующего состава дренирование пласта,
- выполнение освоения скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом - ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины,
- использование в качестве нейтрального газа азота, гелия или аргона,
- использование для терригенного пласта кислотного пенообразующего состава, содержащего, мас.%: соляная кислота 10-25, плавиковая кислота 2-5, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м3 указанного состава,
- использование для карбонатного пласта кислотного пенообразующего состава, содержащего, мас.%: соляная кислота 10 - 25, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м3 указанного состава,
- кислотный пенообразующий состав имеет степень аэрации не менее 50.
Способ осуществляется следующим образом. Все работы на скважине выполняют с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав в расчете 0,3-2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем при производстве работ на терригенных пластах в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав, содержащий 10-25 мас.% соляной кислоты, 2-5 мас.% плавиковой (фтористоводородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3, остальное - вода. А при производстве работ на карбонатных пластах в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав, содержащий 10-25 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3, остальное - вода. Затем, через 20-60 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начинают подачу газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 100-1200 м3/ч. При этом в качестве закачиваемого в объем насосно-компрессорных труб скважины нейтрального газа используется азот, гелий или аргон. При этом при производстве работ по подаче в объем насосно-компрессорной трубы скважины кислотного пенообразующего состава коэффициент аэрации (м3 газа/м3 кислотного пенообразующего состава) составляет не менее 50.
Предварительно пусковое давление нейтрального газа рассчитывают по формуле:
где: h - глубина погружения труб под статический уровень, м,
ρ - плотность жидкости, т/м3,
g - ускорение силы тяжести, м/с2,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,
d - внутренний диаметр подъемных труб, м.
В случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава. После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрывают задвижку или производят посадку пакера и закачивают оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 5-10 минут закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины. Удаляют продукты реакции кислотного пенообразующего, дренируют пласт и производят освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
Экспериментальные исследования и практика эксплуатации предложенного способа газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин показали его высокую эффективность. С использованием всех существенных признаков предложенного способа достигнуто максимальное увеличение проницаемости пласта, достигнуто увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов, получено улучшение формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента, повышена эффективность открытия новых путей сообщения пор, а также достигнуто повышение интенсификации притока пластового флюида скважины.
Реализация предложенного способа газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин иллюстрируется следующими примерами осуществления.
Пример 1. Провели работы по интенсификации добычи скважины на терригенных пластах с диаметром колонны 146 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали азот. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м3, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, плавиковую (фтористоводородную) кислоту по ТУ 113-08-523-82, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
h=2600 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м3 - плотность жидкости, g=9,81 м/с2 - ускорение силы тяжести, D=0,146 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 25 мас.% соляной кислоты, 2 мас.% плавиковой (фтористоводородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3 кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 20 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 65 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 100 м3/ч с коэффициентом аэрации 52.
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрыли задвижку и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 10 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью с поверхностно-активным веществом в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,24 до 4,92.
Пример 2. Провели работы по интенсификации добычи скважины на карбонатных пластах с диаметром колонны 168 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали аргон. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м3, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа, h=2200 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м3 - плотность жидкости, g=9,81 м/с2 - ускорение силы тяжести, D=0,168 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 1,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 25 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3 кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 40 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 10 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 1200 м3/ч с коэффициентом аэрации 58. При этом возникла ситуация, когда достигли 97% максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа. Кратковременно приостановили закачку газа и продолжили закачку кислотного пенообразующего состава.
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины произвели посадку пакера и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту нефтью в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 7 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки технической водой с поверхностно-активным веществом марки ОП-7 по ГОСТ 8433-81 при его содержании 7 г на литр технической воды в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,38 до 3.98.
Пример 3. Провели работы по интенсификации добычи скважины на карбонатных пластах с диаметром колонны 146 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали гелий. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м3, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
h=2400 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м3 - плотность жидкости, g=9,81 м/с2 - ускорение силы тяжести, D=0,146 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 0,3 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 15 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3 кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 60 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 35 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 1200 м3/ч с коэффициентом аэрации 51. При этом возникла ситуация, когда достигли 95% максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны. Кратковременно приостановили закачку газа и продолжили закачку кислотного пенообразующего состава.
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрыли задвижку и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту нефтью в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 5 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки технической водой с поверхностно-активным веществом марки ОП-10 по ГОСТ 8433-81 при его содержании 10 г на литр технической воды в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,48 до 4,42.
Пример 4. Провели работы по интенсификации добычи скважины на терригенных пластах с диаметром колонны 146 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали азот. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м3, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, плавиковую (фтористоводородную) кислоту по ТУ 113-08-523-82, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
h=2400 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м3 - плотность жидкости, g=9,81 м/с2 - ускорение силы тяжести, D=0,146 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 1,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 10 мас.% соляной кислоты, 5 мас.% плавиковой (фтористоводородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3 кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 40 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 40 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 800 м3/ч с коэффициентом аэрации 57.
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрыли задвижку и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 10 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью с поверхностно активным веществом марки ОП-10 по ГОСТ 8433-81 при его содержании 10 г на литр технической воды в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,34 до 5,74.
Claims (5)
1. Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин, включающий закачку кислотного пенообразующего состава через скважину в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки, удаление отработанного указанного состава и освоение скважины, отличающийся тем, что указанную закачку осуществляют в режиме циркуляции в расчете 0,3-2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта при открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы - НКТ скважины, через 20-60 с начинают закачку газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью закачки 100-1200 м3/ч, причем пусковое давление нейтрального газа предварительно рассчитывают по формуле
где Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа;
h - глубина погружения труб под статический уровень, м;
ρ - плотность жидкости, т/м3;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
d - внутренний диаметр подъемных труб, м,
в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава, после закачки кислотного пенообразующего состава в объем НКТ скважины, закрывают задвижку или производят посадку пакера, закачивают оставшийся от исходного объема кислотный пенообразующий состав, продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации, закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины, после технологической выдержки и удаления отработанного кислотного пенообразующего состава пласт дренируют, освоение скважины производят через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом - ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
где Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа;
h - глубина погружения труб под статический уровень, м;
ρ - плотность жидкости, т/м3;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
d - внутренний диаметр подъемных труб, м,
в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава, после закачки кислотного пенообразующего состава в объем НКТ скважины, закрывают задвижку или производят посадку пакера, закачивают оставшийся от исходного объема кислотный пенообразующий состав, продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации, закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины, после технологической выдержки и удаления отработанного кислотного пенообразующего состава пласт дренируют, освоение скважины производят через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом - ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве нейтрального газа используют азот, гелий или аргон.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для терригенного пласта используют кислотный пенообразующий состав, содержащий, мас.%: соляная кислота 10-25, плавиковая кислота 2-5, вода остальное и дополнительно ПАВ - Нефтенол ВВД в объеме 40 л на м3 указанного состава.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для карбонатного пласта используют кислотный пенообразующий состав, содержащий, мас.%: соляная кислота 10-25, вода остальное и дополнительно ПАВ - Нефтенол ВВД в объеме 40 л на м3 указанного состава.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что кислотный пенообразующий состав имеет степень аэрации не менее 50.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008135478/03A RU2391499C2 (ru) | 2008-09-03 | 2008-09-03 | Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008135478/03A RU2391499C2 (ru) | 2008-09-03 | 2008-09-03 | Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008135478A RU2008135478A (ru) | 2010-03-10 |
| RU2391499C2 true RU2391499C2 (ru) | 2010-06-10 |
Family
ID=42134791
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008135478/03A RU2391499C2 (ru) | 2008-09-03 | 2008-09-03 | Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2391499C2 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102587865A (zh) * | 2012-02-29 | 2012-07-18 | 西南石油大学 | 一种用于天然气水平气井泡沫排水采气的方法 |
| WO2013160332A1 (en) | 2012-04-27 | 2013-10-31 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Foam or viscosified composition containing a chelating agent |
| RU2769942C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-04-11 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин |
| RU2769942C9 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-06-07 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113898303A (zh) * | 2020-07-06 | 2022-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 油井酸化返排负压掏空工艺方法 |
-
2008
- 2008-09-03 RU RU2008135478/03A patent/RU2391499C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102587865A (zh) * | 2012-02-29 | 2012-07-18 | 西南石油大学 | 一种用于天然气水平气井泡沫排水采气的方法 |
| WO2013160332A1 (en) | 2012-04-27 | 2013-10-31 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Foam or viscosified composition containing a chelating agent |
| US9725643B2 (en) | 2012-04-27 | 2017-08-08 | Akzo Nobel Chemicals International, B.V. | Foam or viscosified composition containing a chelating agent |
| RU2769942C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-04-11 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин |
| RU2769942C9 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-06-07 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008135478A (ru) | 2010-03-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| WO2021092978A1 (zh) | 一种海相天然气水合物的开采方法及开采装置 | |
| RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2391499C2 (ru) | Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2457323C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями | |
| US11458419B2 (en) | Emulsion system utilizing nitrogen and heat to treat deep water blockage | |
| RU2645058C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| CN111101917A (zh) | 煤层水力压裂联合共振抽采瓦斯方法及封孔器 | |
| RU2451174C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2183724C2 (ru) | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины | |
| RU2425209C2 (ru) | Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты) | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2399756C1 (ru) | Способ освоения газовой скважины без пакера в условиях аномально-низких пластовых давлений | |
| RU2366809C1 (ru) | Способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня | |
| CN109252850B (zh) | 碳酸盐岩地层水井的酸压增水方法 | |
| RU2537430C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
| RU2527419C2 (ru) | Способ освоения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2127807C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2750004C1 (ru) | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами | |
| RU2451172C1 (ru) | Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт | |
| RU2472925C1 (ru) | Способ вызова притока пластового флюида из скважины | |
| RU2399757C1 (ru) | Способ освоения пакеруемой газовой скважины в условиях аномально-низких пластовых давлений | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140904 |