SU1717801A1 - Способ обработки призабойной зоны нефт ного и газового пластов - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтегазодобывающей пром-сти, в частности к способам интенсификации добычи. Цель - повышение эффективности обработки призабойной зоны обводненного пласта за счет снижени  проницаемости отведенных трещин . В скважину закачивают жидкость разрыва , смесь песка и гранулированного магни  в жидкости-носителе, одновременно или непосредственно за смесью-гранулиро- ванный асфальтено-смолистый м гчитель или битумный структурообразователь. выдерживают их в пласте, после чего извлекают жидкость разрыва и жидкость-носитель. Способ позвол ет уменьшить приток воды к скважинам по трещинам при изол ционных работах в 56 раз, а при проведении комплексной технологии изол ции притока воды по трещинам и сол нокислотной обработки низкопроницаемых блоков породы - в 76 раз. 2 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относитс  к нефте- и газодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации нефтегазодобычи и ограничени  притока пластовой воды .

Известен способ изол ции пластовых вод путем закачки в обводненные трещины реагента, реагирующего с пластовой водой с образованием осадка, причем в качестве реагента используют гранулированный магний .

Недостатки этого способа - большой расход магни , которым заполн ют трещины , и недостаточна  степень заполнени  магнием трещин,  вл ющихс  пут ми притока воды.9 .

Известен способ изол ции притока пластовой воды в скважины, включающий закачку жидкости разрыва, смеси песка с гранулированным магнием в трещины пласта и создание условий дл  протекани  реакции гидролиза магни .

Способ также не позвол ет достаточно эффективно изолировать приток воды в скважину.

Наиболее близким к предлагаемому  вл етс  способ обработки призабойной зоны нефт ного пласта, включающий закачку жидкости разрыва, магни  в жидкости-носителе , извлечение жидкости разрыва и жидкости-носител  и по истечении 48-60 ч закачку в пласт кислоты. .

Недостатком способа  вл етс  низка  эффективность обработки.

Целью изобретени   вл етс  повышение эффективности обработки призабойной зоны обводненного пласта за счет снижени  проницаемости обводненных трещин.

Указанна  цель достигаетс  тем, что одновременно с закачкой смеси песка и грануV|

00

о

лированного магни  в жидкости-носителе или непосредственно за ней в пласт закачивают гранулированный асфальтено-смоли- стый м гчитель или битумный структурообразователь.

Состав м гчйтел  АСМГ следующий, %: асфальтены 38,7-40,4,- смола 24,6-24,3; масло 31,7-35,3; сера 0,6-0,8%; парафин 0,4- 0,6; зола 0,2-0,3; сажа 1,5-6,0.

Физико-химические свойства м гчите- л  АСМГ следующие:

плотность вещества в пределах 990- 1040 кг/м3; насыпна  (кажуща с ) плотность м гчйтел  400 кг/м3; температура разм гчени  65-90°С; температура плавле- ни  в пределах 125-135°С. В воде всплывает 99.9 мас.% м гчйтел  (объ сн етс  меньшей плотностью и гидрофобностью поверхности ).

Диаметр частиц по ситовому методу на- ходитс  в пределах 0,125-2 мм. Модальный диаметр частиц (0,25 мм, средневзвешенный по фракци м 0,457 мм. Содержание частиц размером более 5 мм отсутствует, частицы размером менее 0,2 мм составл ют не более 10%. М гчитель хорошо, раствор етс  в ароматических углеводородах (толуол , бензол), частично в пол рных (дихлорэтан, хлороформ) и непол рных (ди- этиловый эфир) растворител х. В светлых нефтепродуктах (бензин, керосин, газоконденсат , дизтопливо) м гчитель раствор етс  частично (вз то 0,5 г м гчйтел  на 10 мл растворител , наблюдени  в течение 24 ч). При увеличении количества растворител  в смеси происходит набухание м гчйтел , а дальше растворение с образованием легкоподвижной текучей в зкой массы. М гчм- тель химически и физически инертен по отношению к воду и водным растворам ве- ществ, примен емых дл  целей повышени  нефтеотдачи: растворы 10%-ной концентрации ПАВ, 1%-ной концентрации ПАА, 3%- ной концентрации гидроксида (едкий натр) и силиката (жидкое стекло) натри ; концен- трированна  98%-на  серна  кислота и двуокись углерода (газ, карбонизированна  вода). М гчитель не раствор етс  в мицел- л рных растворах на водной основе (Кар- патон-2). В мицелл рных растворах с внешней углеводородной фазой (нефтево- д на  микроэмульси ) имеет место частичное его растворение. АСМГ примен етс  в резино-технической и шинной промышленности . Температура разм гчени  его со- ставл ет не менее 145°С, вспышки в открытом тигле не ниже 240°С. В бензоле, хлороформе или трихлорэтане раствор етс  не менее 99,5%, набухает и в больших количествах нефти раствор етс , инертен к

воде (содержит не более 0,3% водорастворимых соединений).

Состав битумного структурообразрва- тел .

Групповой состав, мас.%: парафино- нафтеновые 13,7-15.0; моноциклические ароматические 10,0-11,6; бициклические ароматические 2,7-4,9; смолы 25,7-34,8: асфальтены 17,2-26,3.

Элементарный состав, мас.%: углерод 85,46-85,65; водород 10,06-10,75; сера 2,81- 2,89; азот и кислород 0,95-1,4.

Дл  проведени  лабораторных исследований смоделирована модель трещины пласта . Трещина выполнена в резиновом цилиндре диаметром 28 мм, высотой 24 мм и армирована латунным каркасом. Максимальна  ширина трещины 2,4 мм, длина 42 мм, высота 24 мм. Лабораторные эксперименты проводились на стандартной установке УМПК-IM. Модель трещины полностью заполнили смесью песка и магни  в соотношении 80% песка и 20% магни  (Мд) и поместили в кернодержатель. Создавали давление гидрообжима 4,0 МПа, насыщали модель трещин технической водой и определ ли проницаемость по воде. Она составила 65,6 мкм2, после чего модель трещины оставл ли на 3 сут дл  реагировани . Вследствие того, что гранулированный магний (Мд) взаимодействует с водой и происходит его гидролиз, проницаемость через 3 сут по воде составила 40,5 мкм , т.е. уменьшилась в 1,6 раза. Однако полноготампонировани  трещины не происходит в следствие того, что при закачке песчано- магниевой смеси в вертикальную трещину происходит ее осаждение внизу трещины, накопление до определенного уровн  и перенос вглубь трещины. Верхн   же часть трещины остаетс  свободной от тампонирующей смеси. Давление прокачки в начале процесса составл ло 0,01 МПа, через 3 сут 0,03 МПа.

При закачке м гчйтел  накопление его происходит в верхней части, а нижн   свободна . При совместной же и особенно последовательной закачке песчано-магниевой смеси в вертикальную трещину происходит ее осаждение внизу трещины, накопление до определенного уровн  и перенос вглубь трещины. Верхн   же часть трещины остаетс  свободной от тампонирующей смеси.

Высота намыва сло  составл ет 70-79 % общей высоты трещины и описываетс  зависимостью , представленной на фиг. 1, на которой прин ты обозначени :

h . .. U о .

п

t}0

Hi -

U off

где h - толщина сло ;

t о - высота трещины;

Uo скорость смеси; ч о о

g - расход смеси; д - раскрытие трещины; Uo - скорость седиментации;

р- концентраци , равна 

Јх.. g

flr расход гранул (частиц) смеси.

Из анализа фиг. 1 следует, что 30-21% высоты (объема) трещины остаетс  не заполненной песчано-магниевой смесью, а значит имеет место остаточна  проводимость всей трещины со слоем песчано-магниевой смеси.

На фиг. 2 приведена схема устройства дл  осуществлени  способа.

Проведенными лабораторными исследовани ми установлено оптимальное соотношение песчано-магниевой смеси и м гчител  (структурообразовател ), при котором достигаетс  минимальное значение проницаемости тампонирующего сло . В Модель трещины засыпали песчано-магние- вую смесь (оптимальное соотношение магни  и песка в песчано-магниевой смеси составл ет 80% песка и 20% магни ). Создавали давление гидрообжима 4,0 МПа, насыщали модель трещины технической водой и определ ли проницаемость по воде. После этого модель трещины оставл ли на 48-60 ч дл  реагировани , после чего оп ть определ ли проницаемость по воде. Затем прокачивали через модель трещины 40 мл 15%-ной сол ной кислоты и оставл ли на сутки на реагирование. Через сутки определ ли проницаемость по воде. Результаты экспериментов сведены в таблицу.

Из результатов таблицы следует, что оптимальное соотношение тампонирующей, смеси составл ет 21-30 % м гчител  (или структурообразовател ) и 70-79 % песчано- магниевой смеси. При соотношении 70 % песчано-магниевой смеси и 30% м гчител  или структурообразовател  в услови х прототипа составила 40,5 мкм2. Проницаемость же песчано-магниевой смеси вместе с м гчителем составила 0,53 мкм 2, т.е. уменьшилась в 76 раз.

Таким образом, предлагаемый способ при тех же соотношени х магни  и песка в смеси позвол ет заполнить тампонирующим материалом все поперечное сечение обводненных трещин и полностью перекрыть пути нежелательного поступлени  кислоты в пласт и преждевременного поступлени  воды в скважину.

Использование предлагаемого способа изол ции притока пластовой воды в скважину обеспечивает полную изол цию притока воды по трещинам, отсутствие размыва и

5 растворение гидроксида магни  из песчаного сло , увеличение продолжительности эффекта и улучшение выработки нефти из малопроницаемых элементов пласта.

Способ осуществл ют следующим об10 разом.

Предварительно в пескосмесительный агрегат 7 загружают песчано-магниевую смесь. В дальнейшем песчано-магниева  смей подаетс  с помощью пескосмеситель15 кого агрегата. Двум  цементосмесительны- ми агрегатами 4 подают воду из емкости 8 на гидросмесительное устройство, в которое засыпают м гчитель. Концентраци  суспензии м гчител  регулируетс  подачей

20 м гчител  в воронку гидросмесительного устройства. С корыта 5 суспензи  м гчител  отбираетс  двум  цементировочными агрегатами и подаетс  на пескосмесительный агрегат 7, откуда песчано-магниева  смесь

25 и м гчитель отбираютс  насосными агрегатами 4 и через блок манифольдов продавли- ваетс  в скважину. После закачки песчано-магниевой смеси и м гчител  необходимо проводить кислотную обработку.

30 Поэтому в схему обв зки оборудовани  необходимо включить емкость с кислотой, показанную пунктиром на фиг. 2.

Пример 1. Нагнетательной скважиной заводн етс  элемент залежи

35 500x250x20 м. Коллекторы залежи трещиновато-пористые с коэфициентом трещино- ватости 0,0002. Исход  из того, что обработке будут подвергнуты 10% трещин, определ ют количество необходимой пес40 чано-магниевой смеси вместе с м гчителем: (500x250x20)0,1-0,0002 - 50 м3. Исход  из проведенных лабораторных исследований дл  проведени  работ необходимо вз ть 20 м песка, 7 м магни  и 15

45 м м гчител . Концентраци  закачки пульпы 20 кг/м3, С помощью пескосмесительного агрегата 4 ПА и двух насосных агрегатов 4 АН-700 закачивают 50 м песчано-магниевой смеси вместе с м гчителем. После за50 качки пульпы и продавки ее в пласт скважину ввод т в эксплуатацию. Воздействие на элемент залежи через нефт ную, газовую скважины проводитс  аналогично. Пример 2. Нагнетательной скважи55 ной заводн етс  элемент залежи 500x250x20 м. Коллекторы залежи трещиновато-пористые с коэффициентом трещино- ватости 0.0002. Исход  из того, что, обработке подвержены 10 % трещин, определ ют количество необходимой песчано- магниевой смеси вместе с м гчителем:

(500х250х20) 0,10,0002 - 50 м3.

Исход  из проведенных лабораторных исследований дл  проведени  работ необходимо вз ть 28 м3 песка, 7 м магни  и 15м м гчител . Концентраци  закачки пульпы 20 кг/м . С помощью пескосмесительного агрегата 4 ПА и двух насосных агрегатов 4 АН-700 закачивают 35 м3 песчано-магние- вой смеси, а вслед за ней 15 м м гчител . После продавки реагента в пласт скважину ввод т в эксплуатацию. Воздействие на элемент залежи через нефт ную, газовую скважину проводитс  аналогично.

В результате осуществлени  способа указанного в примерах 1 и 2 произойдет изменение проницаемости и дебитов флюидов в скважине.

Соотношение песка и магни  составл ет

728

28-Т7 : WT7 ИЛИ 20 И 8С

Соотношение песчано-магниевой смеси и м гчител  составл ет

28+7+Jl5:28+17+5 или 70и30% Лабораторными экспериментами дл  указанных соотношений материалов установлено , что проницаемость тампона составл ет: дл  песчано-магниевой смеси (прототип) исходна  проницаемость 65.6 мкм2, после гидролиза 40,5 мкм , т.е. уменьшилась в 1,6 раза; дл  песчано-магниевой смеси м гчител  (снижение проницаемости обводненных трещин перед эксплуатацией скважины) исходна  проницаемость 1,14 мкм2 (меньше, чем по прототипу в 57 раз); дл  песчано-магниевой смеси и м гчител  с последующей прокачкой сол ной кислоты (этап перед проведением кислотной обработки ) конечна  проницаемость после гидролиза и прокачки сол ной кислоты 0,53 мкм2 (меньше, чем по прототипу в 76 раз).

Таким образом, повышение эффективности обработки приэабойной зоны обводненного пласта за счет снижени  проницаемости обводненных трещин составл ет при осуществлении технологии изол ции притока воды в 56 раз и при осуществлении технологии комплексного воздействи  в 76 раз.

П р и м е р 3. Нагнетательной скважиной заводн етс  элемент залежи 500x250x20 м. Коллекторы залежи трещиновато-пористые с коэффициентом трещиноватое™ 0,0002.

Исход  из того, что обработке будут подвергнуты 10 % трещин, определ ют количество необходимой песчано-магниевой смеси вместе с м гчителем

(600 х 250 х 20) 0,1-0,0002 60 м3.

Дл  проведени  работ необходимо вз ть 33,6 М3 песка, 8,4 м3 магни  и 18 м3 структурообразовател . Соотношение песка и магни  составл ет 20:80%. Соотношение песчано-магниевой смеси и м гчител 

70:30%.

Скважины до обработки, работали с дебитом воды 42 мг/сут при обводненности 78 %. После обработки снизилс  приток воды в 56 раз, т.е. составил 0,75 м3/сут,

Claims (1)

1. Формула изобретени 

   Способ обработки призабойной зоны нефт ного и газового пластов, включающий закачку жидкости разрыва, смеси песка и гранулированного магни  в жидкости-носителе , извлечение жидкости разрыва и жидкости-носител  и по истечении 48-60 ч закачку в пласт кислоты, отличающий с   тем, что, с целью повышени  эффективности обработки призабойной зоны обводненного

   пласта за счет снижени  проницаемости обводненных трещин, одновременно с закачкой смеси песка и гранулированного магни  в жидкости-носителе или непосредственно за ней в пласт закачивают гранулированный

   асфальтено-смолистый м гчите ль, или битумный структурообразователь при объемном соотношении в пласте количества смеси песка и гранулированного магни  к количеству гранулированного асфальтеносмолистого м гчител  или битумного структурообразовател  (70-79):(30-21).

   4

   Фиг 2