СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
METHOD FOR TREATMENT OF WELL BOTTOM ZONES OF PRODUCTION WELLS

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, а именно к способам реагентной обработки призабойных зон нефтяных и газоконденсатных скважин (ПЗС) для удаления нефте-, водо- и кислоторастворимых кольматантов при проведении работ по подземному ремонту скважин, вызову притока из пласта или других работ. Изобретение может быть использовано в условиях нормальных и низких пластовых давлений на месторождениях карбонатных и терригенных коллекторов.
Широко известны способы кислотных обработок скважин для удаления кислоторастворимых кольматантов и солей с использованием водных растворов кислот [1]. Для интенсификации и модификации кислотного воздействия описано использование:
- поверхностно-активных веществ (ПАВ) [2] для увеличения проникающей способности кислоты и облегчения выноса продуктов реакции;
- органических растворителей [3] для замедления скорости реакции кислоты с карбонатным коллектором и растворения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).
Основным недостатком указанных способов интенсификации кислотного воздействия является отсутствие селективных отклонителей и, как следствие, преимущественная обработка водонасыщенных высокопроницаемых (незакольматированных) зон пласта за счет преобладающего (более легкого) проникновения в них кислотных растворов, в то время как нефтенасыщенные низкопроницаемые закольматированные зоны остаются не охваченными кислотным воздействием.
Для селективного отклонения кислотной оторочки в область низкопроницаемой (закольматированной) части коллектора используются:
- кислотные эмульсии [4];
- вязкоупругие растворы или вязкая нефть [5];
- газожидкостные системы, получаемые закачкой раствора ПАВ, кислоты и газа (попутного или азота) с помощью эжектора и газобустерной установки, установки нагнетания газа УНГ-8/15 или др. [6, 7, 8];
- комбинации вязкоупругих растворов, вязкой нефти и газожидкостных систем, генерируемых закачкой раствора ПАВ, кислоты и газа (попутного или азота) с помощью эжектора и газобустерной установки, УНГ-8/15 или другой специальной техники [9, 10].
Основным недостатком указанных способов интенсификации кислотного воздействия является низкая эффективность при обработке кислоторастворимых кольматантов, покрытых АСПО, гидрофобных по своей природе и инертных к кислоте. Особенно низкой эффективностью отличаются кислотные и другие типы обработок ПЗС на месторождениях с коллекторами вязкой нефти при условии невысоких пластовых температур (ниже температуры плавления парафина или размягчения АСПО).
В качестве средств интенсификации кислотного воздействия широко применяются термокислотные и термохимические обработки, в которых для генерации тепла используются различные экзотермические химические реакции:
- взаимодействие магния [11] и его сплавов [12] с кислотой;
- взаимодействие растворов солей, кислот и оснований [13, 14];
- горение пороховых зарядов и твердых топлив на забое скважины в присутствии или с выделением кислот [15, 16].
Основным недостатком указанных способов интенсификации кислотного воздействия является отсутствие генерации пены или других селективных отклонителей, что приводит к преимущественной обработке водонасыщенных и высокопроницаемых (незакольматированных) зон пласта за счет преобладающего (более легкого) проникновения в них реагентов и тепла, в то время как нефтенасыщенные и низкопроницаемые закольматированные зоны остаются не охваченными кислотным воздействием.
Известны газовыделяющие и пенообразующие составы для интенсификации процессов добычи нефти и газа, включающие аммиак или соль аммония, нитрит металла, кислоту, пенообразователь и воду [17, 18, 19, 20]. Основным недостатком указанных составов является то, что они содержат стехиометрически необходимое (небольшое) количество кислоты, которое полностью расходуется на генерацию газа, или содержат кислоту в виде соли мочевины [21]. Они предназначены для генерации пен, освоения скважин, аэрирования растворов, но не эффективны для обработки закольматированных призабойных зон скважин.
Прототипом заявляемого способа является способ освоения скважины [19], согласно которому проводят последовательное размещение на забое скважины двух растворов, выделяющих при контакте газ азот и тепловую энергию. В качестве газовыделяющих реагентов применены мочевина, нитрит натрия, кислота и фтористые соли (фторсиликат или бифторид аммония). Кроме ПАВ, состав содержит стабилизатор пены полиакриламид (ПАА) или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ). Дополнительная кислота может служить декольматирующим реагентом. Недостатками прототипа являются следующие.
Данное техническое решение, направленное на освоение скважины, действительно позволяет воздействовать и на призабойную зону, но только лишь теплотой (за счет разогрева скважины), но не обеспечивает воздействие на призабойную зону образующейся пеной и реагентами (например, кислотой) из-за отсутствия стадии продавки реагентов в пласт; по описанию прототипа расчет объема растворов реагентов осуществляют, исходя лишь из объема самой скважины. Состав-прототип закачивается только в скважину, но не в призабойную зону, поэтому отклоняющее воздействие образующейся пеной на призабойную зону отсутствует. Соответственно, декольматирующие свойства пенообразующего состава по прототипу также распространяются лишь на скважину, но не на призабойную зону.
В целом, практика показывает невозможность совмещения операций освоения скважины и обработки призабойной зоны (ПЗ) осваиваемой скважины (кроме теплового воздействия).
К недостаткам прототипа относятся также следующие.
3
Использование декольматирующих и газогенерирующих реагентов в виде суспензионных систем (бифторид или фторсиликат аммония в растворе КМЦ или ПАА) создает риск выпадения суспензий на забой, кольматации ПЗ скважины и порового коллектора при невысоких пластовых давлениях при поглощении пластом тяжелых (плотностью до 1,2 г/см) растворов и суспензий реагентов.
Фтористые соли (фториды или гексафторсиликаты) при обработках карбонатных коллекторов или скважин с отложениями кальцита и/или доломита (карбонатов кальция и магния) образуют вторичные осадки нерастворимых в воде и кислотах кальциевых и/или магниевых солей - фторидов и фторсиликатов:
3
4
2
4
2
2
CaCO+2(NH)HF→2NHF+CaF↓+CO+HO
3
4
6
4
6
2
2
CaCO+2HCl+(NH)2SiF→2NHCl+CaSiF↓+СO+HO
При контакте с пластовыми водами, содержащими ионы кальция (они содержатся в попутно добываемой воде подавляющего большинства месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири), также образуются нерастворимые фториды:
2
4
2
4
2
CaCl+(NH)HF→NHCl+CaF↓+HCl
2
4
2
6
4
3
CaCl+(NH)SiF→2NHCl+СаSiF↓
Осадкообразование приводит к вторичной кольматации ПЗ скважины с потерей эффекта от кислотной обработки. Таким образом, состав-прототип возможно использовать для освоения только на скважинах терригенных коллекторов после бурения и/или кольматации глинистыми растворами, где требуется проведение глинокислотной обработки.
Применение КМЦ и ПАА в составе для кислотной обработки приводит только к усложнению состава и увеличению его стоимости без гарантии технологического эффекта, т.к. КМЦ и ПАА разрушаются кислотами и в присутствии кальциевых солей (продукты кислотной обработки) образуют нерастворимые производные (осадки).
Заполнение скважины нефтью ниже приема насоса для осуществления описанного в прототипе способа подачи реагентов технически весьма затруднительно, т.к. гравитационные силы стремятся разместить нефть над более плотной водой, и ниже приема насоса скапливается вода, а выше - нефть (или водонефтяная эмульсия).
Решаемая задача - создание способа термопенореагентной обработки призабойной зоны добывающей скважины для повышения эффективности обработок ПЗ скважин кислотами и их смесями, органическим растворителями, растворами ПАВ и их различными сочетаниями путем совмещения химической генерации тепла и потокоотклоняющих дисперсных систем «жидкость-газ» (термопенообработка) для отклонения декольматирующих реагентов в наименее проницаемые (закольматированные) интервалы ПЗ скважин; за счет повышения температуры реагентов и прогрева ПЗ скважин увеличивается термосоставляющая реагентного воздействия, что обеспечивает эффективное удаление даже комбинированных загрязнений ПЗ (соль с АСПО, глинистые частицы с АСПО, кальцит с АСПО и др. сочетания), при этом наблюдается синергетический эффект относительно термовоздействия и декольматирующего воздействия реагентов на закольматированные интервалы призабойной зоны; состав пеногенерирующих реагентов исключает риск осадкообразования и закупоривания не только терригенных, но и карбонатных коллекторов, независимо от состава пластовых вод.
Поставленная задача решается тем, что способ обработки призабойных зон добывающих скважин путем закачки пеногенерирующих реагентов, в качестве которых используют азотгенерирующие реагенты совместно с поверхностно-активными веществами (ПАВ), и декольматирующих реагентов, отличается тем, что азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующие реагенты продавливают в пласт, а в качестве декольматирующих реагентов используют кислоту и/или ПАВ, и/или органический растворитель.
В качестве азотгенерирующих реагентов используют нитрит натрия с мочевиной и кислотой, возможно, сульфаминовой, или нитрит натрия с солью аммония или с сульфаминовой кислотой.
Сформулированная совокупность признаков соответствует критерию новизны, так как, в отличие от прототипа, азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующие реагенты не только закачивают в скважину, но дополнительно продавливают в пласт для обеспечения воздействия на призабойную зону.
Соответствие критерию изобретательского уровня обусловлено синергетическим характером достигаемого технического результата относительно термовоздействия и декольматирующего воздействия реагентов на закольматированные интервалы.
Несмотря на известность декольматирующего воздействия кислот, ПАВ, органических растворителей и/или их смесей, заявляемая совокупность признаков обеспечивает большие приросты дебитов жидкости и нефти, по-видимому, благодаря отклоняющему воздействию на призабойную зону пены.
При этом само отклоняющее воздействие пены в призабоиной зоне добывающей скважины, например, для повышения эффективности декольматирующих реагентов, по мнению авторов, не описано.
Известен, например, осадко- и пенообразующий азотгенерирующий состав для повышения нефтеотдачи пластов [22], который закачивают перед заводнением или перед закачкой теплоносителя. В качестве азотгенерирующего использован состав, аналогичный составу по прототипу [19]. Согласно описанию [22], пена и малорастворимые в воде гидрооксид металла и фторид щелочного или щелочноземельного металла закупоривают наиболее проницаемые поры пласта для воды или пара и способствуют увеличению охвата продуктивного пласта заводнением или теплоносителем. Таким образом, данный осадкообразующий состав предназначен для воздействия на высокопроницаемые трещины или высокопроницаемые части пласта через нагнетательную скважину с целью выравнивания профиля приемистости; если же им обработать призабойную зону, то она окажется закупоренной. Согласно описанию [22], дополнительно введенный гидрофторид аммония в результате гидролиза образует фтористоводородную кислоту, которая растворяет карбонато- и глиносодержащие горные породы пласта. Но в таком случае будет сведен на нет эффект закупоривания наиболее проницаемых пор и, соответственно, эффект отклонения воды или пара или, например декольматирующих реагентов. Таким образом, осадкообразующий состав по [22] действительно способствует отклонению закачиваемых вслед за ним в нагнетательную скважину оторочек воды или пара для увеличения охвата продуктивного пласта заводнением или теплоносителем, но не пригоден для обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как закупорит ее.
Относительно [22] заявляемое техническое решение обеспечивает новый технический результат: впервые только лишь пеной и без осадкообразования удается отклонить декольматирующие реагенты в закольматированные интервалы призабойной зоны добывающей скважины. Подтверждением эффекта селективного отклонения декольматирующих реагентов в призабойной зоне добывающей скважины служат большие приросты дебитов жидкости и нефти, полученные с применением заявляемой совокупности признаков по сравнению с декольматированием и термообработкой призабойной зоны, проведенными без воздействия на ПЗ пеной.
Поэтому заявляемая совокупность признаков соответствует критерию изобретательского уровня.
Способ осуществляется одновременной или последовательной - без разделительной оторочки - закачкой азотгенерирующих реагентов и декольматирующих реагентов. В предлагаемом способе взаимодействие азотгенерирующих реагентов происходит непосредственно в скважине с образованием азотсодержащего газа и сопровождается выделением тепла, обеспечивающего значительный разогрев декольматирующего реагента и прогрев ПЗС в ходе обработки.
Например, в качестве реагентов, способных в ходе экзотермической реакции выделять азотсодержащий газ, используются известные азотгенерирующие химические системы:
(1) Нитрит натрия и мочевина с кислотой (например, с соляной кислотой)
2
2
2
2
2
2
2NaNO+CO(NH)+2НСl=2NaCl+2N↓+СО↑+3НO-852 кДж
3
ΔН°=-4303,0 КДж/кг, V(газа)=339 дм/кг
(2) Нитрит натрия, мочевина и сульфаминовая кислота
2
2
2
2
2
2
4
2
2
2
4 NaNO+СО(NH)+2 HN-S(O)-OH=2NaSO+4N↑+CO↑+5HO - 1474,86 кДж
3
ΔН°=-2772,3 КДж/кг, V(газа)=210 дм/кг
(3) Нитрит натрия и соль аммония (например, хлорид аммония)
2
4
2
2
NaNO+NHCl=NaCl+N↑+2НO - 309,86 кДж
3
ΔH°=-2529,5 КДж/кг, V(газа)=183 дм/кг
(4) Нитрит натрия и сульфаминовая кислота
2
2
2
4
2
2
NaNO+HN-S(O)-OH=NaHSO+N↑+НO - 342,83 кДж
3
ΔН°=-2052,9 КДж/кг, V(газа)=134 дм/кг
Состав пеногенерирующих реагентов исключает риск осадкообразования и закупоривания в призабойных зонах не только терригенных, но и карбонатных коллекторов, независимо от состава пластовых вод.
Генерация тепла и разогрев декольматирующего реагента в ходе обработок кислотами, растворами ПАВ и/или органическими растворителями позволяет кратно снизить вязкость нефти, находящейся в порах обрабатываемого интервала скважины, облегчить ее течение и, тем самым, увеличить охват воздействием нефтенасыщенных интервалов. Зависимость вязкости образцов пластовой нефти различных месторождений от температуры приведена на фиг.1.
Например, разогрев вязкой нефти (пример - Боровское месторождение, объект А4, Урало-Поволжье, фиг.1) от 22°С до 90°С приводит к снижению вязкости от 135 мПа·с до 10 мПа·с (в 13,5 раз), что приводит к увеличению проникающей способности кислоты к поверхности кислоторастворимых частиц (кольматантов) через слой нефти в 13,5 раз. Аналогичный эффект (3-4-кратное снижение вязкости при увеличении температуры с 22°С до 90°С) достигается при наличии пленки маловязкой нефти (Приразломное месторождение, Западная Сибирь, фиг.1).
Предварительный или одновременный с подачей декольматирующего реагента (кислоты, раствора ПАВ или растворителя или их комбинаций) разогрев нефти, находящейся в порах обрабатываемого интервала, приводит к кратному снижению ее вязкости и облегчению ее вытеснения из пор обрабатывающим реагентом (кислотой, раствором ПАВ или растворителем или их комбинациями). Разогрев кратно увеличивает проникающую способность декольматирующего реагента (кислоты, раствора ПАВ или растворителя, или их комбинаций) именно в нефтенасыщенный интервал.
3
3
3
Селективность отклонения декольматирующих реагентов (кислоты, раствора ПАВ или растворителя или их комбинаций) в нефтенасыщенный интервал обеспечивается тем, что в нефтенасыщенном интервале при высоком давлении (давление на забое при закачке растворов не меньше давления гидростатического столба жидкости и при глубине скважин от 1000 м до 3000 м будет не менее 100 - 300 атм) газ из пузырьков пены хорошо растворяется в нефти. В воде - полярном растворителе - растворимость неполярных газов (азота и др.) всегда меньше, чем в неполярном растворителе - нефти. Например, растворимость азота в воде: 1,42 см/100 мл воды при 40°С; 1,32 см/100 мл воды при 60°С [Химическая энциклопедия, т.1]. Растворимость азота в нефти Ромашкинского месторождения - 8,8 см/100 мл при 40°С. [Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, М.: 1956, 363 с.]. Тем самым, за счет преимущественной растворимости азота в нефти в нефтенасыщенном интервале происходит исчезновение пузырьков газа и разрушение пены - источника фильтрационного сопротивления. Нефтенасыщенный интервал оказывается открытым для воздействия декольматирующим реагентом (кислотой, раствором ПАВ или растворителем, или их комбинациями).
В водонасыщенном интервале из-за стабильности (меньшей растворимости) газовых пузырьков пены время жизни пены значительно выше, и она обеспечивает экранирование этих водонасыщенных интервалов от проникновения декольматирующих реагентов (кислоты, раствора ПАВ или растворителя, или их комбинаций) во время их закачки.
Таким образом, в предлагаемом техническом решении одновременное воздействие трех факторов - декольматирующего регента, отклоняющей пены (пузырьков газа в жидкости) и тепловыделения - обеспечивает достижение нового технического результата - отклонение декольматирующего реагента в нефтенасыщенные интервалы призабойной зоны добывающей скважины и увеличение способности нефтенасыщенных интервалов призабойной зоны добывающей скважины принимать (поглощать) декольматирующий реагент. Указанный новый технический результат недостижим при воздействии на призабойную зону добывающей скважины отдельно кислотой, ПАВ, растворителем или даже разогретой нефтью. Обеспечивается синергетический эффект по приростам дебитов нефти.
В качестве декольматирующих реагентов для обработки ПЗС возможно использование, например:
- растворов индивидуальных кислот - соляной, фосфорной, плавиковой, уксусной и их смесей - соляной и плавиковой (глинокислота), фосфорной и плавиковой, соляной и уксусной - для удаления кислоторастворимых кольматантов;
- растворов ПАВ различной природы (анионактивных, катионактивных, неионогенных) и их смесей;
- органических растворителей для удаления нефтерастворимых кольматантов;
- смесей кислот и органических растворителей для удаления кислоторастворимых и нефтерастворимых кольматантов;
- смесей кислот и растворов ПАВ для удаления кислоторастворимых и нефтерастворимых кольматантов.
Пример 1. Термопенообработка с использованием в качестве декольматирующего реагента раствора кислоты (термопенокислотная обработка).
На добывающей нефтяной скважине проведена термопенокислотная обработка с применением ингибированной соляной кислоты с целью очистки призайбойной зоны скважины от кислоторастворимых кольматантов, старой окисленной нефти и интенсификации притока.
Устройство скважины: диаметр обсадной колонны 168 мм, текущий забой 2551,8 м, вскрытая мощность пласта 30 м (БВ-22), в скважину спущены технологические трубки диаметром 73 мм на глубину 2519 метров. Цель ремонта - вывод из бездействия.
3
3
3
3
На устье скважины в мерной емкости агрегата ЦА-320 приготовлен раствор азотгенерирующего тепловыделяющего состава (100 кг мочевины, 230 кг нитрита натрия, в соответствии со стехиометрией вышеприведенной реакции 1, в 1 м технической воды) с ПАВ (Нефтенол-К, 50 кг). В емкости кислотного агрегата завезено 7 м соляной кислоты с концентрацией 12%. Азотгенерирующий состав и кислота закачаны в скважину через технологические трубки при открытой затрубной задвижке и продавлены в пласт при закрытой затрубной задвижке. Указанное количество расходных материалов позволяет генерировать в скважине 112 м (при н.у.) азотсодержащего газа и 1419990 кДж тепла, что достаточно для разогрева 4 246 дм воды от 20°С (устьевая температура) до 100°С.
Динамика прохождения горячей пенокислоты через ПЗС зафиксирована глубинным манометром-термометром, установленным на нижнем конце технологических трубок (фиг.2 - показания термометра и манометра при термопенокислотной обработке).
Первая волна роста давления (фиг.2) до 161 атм (при понижении температуры) связана с заполнением технологических трубок растворами реагентов. Вторая волна роста давления до 144 атм (при росте температуры до 103°С) связана с ростом сопротивления фильтрации при подходе горячей пенокислоты к дырам перфорации и порам пласта. Последующее снижение давления связано с открытием фильтрационных каналов пласта в результате воздействия тепла и кислоты на ПЗС.Третья волна роста давления до 136 атм (с ростом температуры до 103°С) связана с ростом сопротивления фильтрации при подаче свежих порций пены (пенокислоты) в скважину. Последующий спад давления с ростом температуры связан с прекращением нагнетания (продавки), выносом части столба жидкости из скважины на устье потоком азотсодержащего газа и притоком части горячих продуктов термопенокислотной реакции из пласта в скважину.
3
3
Результат: после спуска ЭЦН-50 и включения скважины в работу получен приток жидкости с дебитом жидкости 35 м/сут (нефти 2,4 т/сут) и обводненностью 92%. Показатели до проведения термопенокислотной обработки: дебит жидкости 25 м/сут(нефти 0,9 т/сут) с обводненностью 96%.
Пример 2. Термопенообработка с использованием в качестве декольматирующего реагента раствора ПАВ (термопено-ПАВ обработка).
На нефтяной скважине проведена термопено-ПАВ обработка с применением раствора ПАВ (Нефтенол-К) с целью очистки призайбойной зоны скважины от нефтерастворимых кольматантов, старой окисленной нефти и интенсификации притока.
Устройство скважины: диаметр обсадной колонны 146 мм, текущий забой 2719,6 м, вскрытая мощность пласта 6 м (Ю-1), в скважину спущены технологические трубки диаметром 73 мм на глубину 2703 метров. Цель ремонта - интенсификация притока. После смены ШГН на ЭЦН-25 без проведения темопено-ПАВ обработки получен отказ ЭЦН из-за недоподачи жидкости.
3
3
3
На устье скважины в мерных емкостях двух агрегатов ЦА-320 приготовлен раствор азотгенерирующего тепловыделяющего состава: 60 кг мочевины и 276 кг нитрита натрия в емкости первого агрегата и 196 кг сульфаминовой кислоты с ПАВ (Нефтенол-К, 40 кг) - в емкости второго агрегата (в соответствии со стехиометрией вышеприведенной реакции 2) в 2 м технической воды в каждом. Азотгенерирующий состав с двух агрегатов закачан в скважину через технологические трубки при открытой затрубной задвижке и продавлен в пласт при закрытой затрубной задвижке. Указанное количество расходных материалов позволяет генерировать в скважине 111,9 м (при н.у.) азотсодержащего газа и 1474863 кДж тепла, что достаточно для разогрева 4410 дм воды от 20°С (устьевая температура) до 100°С.
Динамика прохождения горячего термопено-ПАВ раствора через ПЗС зафиксирована глубинным манометром-термометром, установленным на нижнем конце технологических трубок (фиг.3 - Показания термометра и манометра при термопено-ПАВ обработке).
Начальная пологая часть первой волны роста давления до 159 атм (без роста температуры) связана с заполнением технологических трубок растворами реагентов. Вторая часть первой волны роста давления до 192 атм (при росте температуры до 109°С) связана с ростом сопротивления фильтрации при подходе горячей пены-ПАВ к дырам перфорации скважины. Последующее снижение давления до 188 атм связано с открытием каналов фильтрации после воздействия тепла. Вторая волна роста давления до 206 атм (со снижением температуры до 95°С) связана подачей новых порций пены-ПАВ на забой скважины и экранированием пеной-ПАВ интервалов фильтрации (с расходом тепла пены на разогрев ПЗС). Последующее снижение давления до 189 атм (и снижение температуры до 84°С) связано с открытием фильтрационных каналов в результате воздействия тепла и пены-ПАВ.
Третья небольшая волна роста давления до 195 атм (с ростом температуры до 86°С) связана с ростом сопротивления фильтрации при подаче свежих порций пены-ПАВ на забой скважины. Последующий спад давления с ростом температуры связан с прекращением нагнетания с устья (продавки), выносом части жидкости из скважины на устье потоком азотсодержащего газа и притоком части горячих продуктов экзотермической реакции из пласта в скважину.
3
3
Результат: после спуска ЭЦН-25-2300 и вывода скважины на режим получен приток 25 м жидкости (нефти 14,1 т/сут) с обводненностью 34%. Показатели до ремонта: дебит 7 м жидкости (нефти 4,5 т/сут) с обводненностью 25%.
Пример 3. Термопенообработка с использованием в качестве декольматирующего реагента органического растворителя (термопенорастворитель обработка).
На нефтяной скважине проведена термопенорастворитель обработка с применением Нефтенол-К (для пенообразования) и бензина газового стабилизированного (БГС) в качестве органического растворителя с целью очистки призайбойной зоны скважины от нефтерастворимых кольматантов, старой окисленной нефти и интенсификации притока.
Устройство скважины: диаметр обсадной колонны 146 мм, текущий забой 2689 м, вскрытая мощность пласта 16 м (Б-4), в скважину спущены технологические трубки диаметром 73 мм на глубину 2645 метров. Цель ремонта - интенсификация притока после отказа насоса.
3
3
3
3
3
3
На устье скважины в мерных емкостях двух агрегатов ЦА-320 приготовлены растворы азотгенерирующего тепловыделяющего состава: 60 кг мочевины и 276 кг нитрита натрия в 1 м технической воды в емкости первого агрегата и 196 кг сульфаминовой кислоты с ПАВ (Нефтенол-К, 40 кг) - в 1 м технической воды в емкости второго агрегата (в соответствии со стехиометрией вышеприведенной реакции 2). БГС в количестве 7,5 м завезен в бензовозе. Азотгенерирующий состав и БГС закачаны в скважину через технологические трубки. Указанное количество расходных материалов позволяет генерировать в скважине 111,9 м (при н.у.) азотсодержащего газа и 1474863 кДж тепла, что достаточно для разогрева 4410 дм воды от 20°С (устьевая температура) до 100°С или 8778 кг (11,9 м) БГС от 20°С (устьевая температура) до 100°С.
3
3
Результат: после спуска ЭЦН и вывода скважины на режим получен приток 48 мжидкости (нефти - 28 т/сут) с обводненностью 32%. Показатели до ремонта: дебит 26 м жидкости (нефти - 15 т/сут) с обводненностью 32%.
Фиг.4 иллюстрирует синергетический эффект от предлагаемых комплексных термопенокислотных, термопено-ПАВ и термопенорастворитель обработок (ТПО) по сравнению с обычными техническим решениями - термообработками (горячей нефтью), соляно-кислотными обработками (СКО), промывками растворителем (БГС) и ПАВ-обработками (ПАВ). Синергетический эффект (фиг.4) показан на примере 27 различных ТПО обработок на месторождениях одного из добывающих предприятий Западной Сибири. Термопенореагентные обработки (ТПО) обеспечили прирост дебита жидкости на 87% и нефти на 83%; при этом приросты с промывками горячей нефтью: дебита жидкости - на 38% и нефти - на 43%; приросты с солянокислотными обработками: дебита жидкости - на 52% и по нефти - на 35%; приросты с промывками органическим растворителем: дебита жидкости - на 78% и нефти - на 59%; приросты с ПАВ-обработками: дебита жидкости - на 55% и нефти - на 46% (фиг.4).
Источники информации
1. Авт. свид. СССР №1459308
2. Патент РФ №2013527
3. Авт. свид. СССР №1789673
4. Авт. свид. СССР №1542136
5. Патент РФ №2101483
6. Авт. свид. СССР №1609981
7. Авт. свид. СССР №1596087
8. Патент США №3612179
9. Авт. свид. СССР №969891
10. Авт. свид. СССР №751971
11. Авт. свид. СССР №640023
12. Авт. свид. СССР №1657628
13. Патент США №3279541
14. Патент РФ №2165011
15. Заявка №2002113308
16. Заявка №2005101541
17. Заявка №93001451
18. Патент РФ №2087673
19. Патент РФ №2064958
20. Патент РФ №2029858
21. Патент РФ №2100577
22. Патент РФ №2053246