способ обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку углеводородов бензиновой фракции, диспергированных газообразным агентом, отличающийся тем, что указанные углеводороды закачивают в пласт при соотношении газа 0,5-0,7 м³/м³ и расходе не менее 0,5-0,8 л/с на один погонный метр вскрытого интервала с обеспечением вытеснения из малопроницаемых участков призабойной зоны и водных фильтратов технологических жидкостей до восстановления фазовой проницаемости по жидким и газообразным углеводородам.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения производительности скважин путем ввода в скважину жидких углеводородов.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) путем закачки спиртового раствора ПАВ [см. патент США 3076508, кл. 166-44, 1966].

Недостатком данного способа является низкий охват обработкой по толщине пласта и радиус дренирования, при восстановлении производительности скважин с большим этажом газоносности, особенно после капитального ремонта.

Наиболее близким к предлагаемому по назначению и совокупности признаков является способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки спиртового раствора ПАВ, который перед этим диспергируют газообразным агентом в объеме, равным объему порового пространства в радиусе депрессионной воронки [см. авторское свидетельство СССР 966231, кл. Е 21 В 43/27. БИ 38, 1982].

Недостатком известного способа обработки ПЗП, принятого за прототип изобретения, является низкая эффективность обработки ПЗП скважин из-за низкой степени очистки коллектора от пластовой воды и фильтрата жидкости глушения.

Изобретение решает задачу повышения эффективности обработки ПЗП с большим этажом газоносности в условиях проникновения пластовой воды и водного фильтрата технологических жидкостей в малопроницаемые участки продуктивного коллектора.

Для решения указанной задачи в предлагаемом способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку углеводородов бензиновой фракции, диспергированных газообразным агентом, указанные углеводороды закачивают в пласт, при соотношении газа 0,5-0,7 м³/м³ и расходе не менее 0,5-0,8 л/с на один погонный метр вскрытого интервала с обеспечением вытеснения из малопроницаемых участков ПЗП вглубь продуктивного коллектора пластовой воды и водных фильтратов технологических жидкостей до восстановления фазовой проницаемости по жидким и газообразным углеводородам. Только при таких значениях насыщения углеводородов природным газом и скорости закачки их в скважину и их сочетании обеспечивается положительный эффект при восстановлении производительности скважин, особенно после капитального ремонта.

Технический результат изобретения состоит в том, что предлагаемый способ обеспечивает более высокую проницаемость призабойной зоны пласта при восстановлении производительности скважины, особенно после капитального ремонта в условиях проникновения пластовой воды и водного фильтрата жидкостей глушения в малопроницаемые участки продуктивного коллектора, что позволяет вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков и тем самым повысить эффективность обработки.

Способ реализуется следующим способом.

На скважину завозят необходимое количество углеводорода бензиновой фракции (например, стабильный газовый конденсат ОСТ 51.65-80) и набирают в мерники насосных агрегатов расчетное количество стабильного конденсата. После закачки в скважину стабильного конденсата в объеме 2/3 от объема затрубного пространства одновременно через эжектор по шлейфу подают природный газ неокомских отложений и проводят подкачку стабильного конденсата из мерников насосных агрегатов для его разгазирования. Степень разгазирования (содержание газа) в обрабатываемом объеме стабильного конденсата в пластовых условиях поддерживают в пределах 0,5-0,7 м³/м³. При ином соотношении природного газа с углеводородом положительный эффект не достигается. Для продавки диспергированного газом стабильного конденсата в пласт одновременно в скважину четырья и более ЦА-320 прокачивают расчетное количество стабильного конденсата через затрубъе и НКТ скважины с расходом не менее 0,5-0,8 л/с на погонный метр вскрытого интервала, причем давление в затрубном пространстве не должно превышать 80% от давления опрессовки эксплуатационной колонны.

В процессе освоения и отработки скважины на "факел" жидкость обработки и вытесненная вода извлекаются из пласта при меньшем градиенте давления.

Для оценки и разработки предлагаемого технического решения были проведены эксперименты по изучению степени восстановления модели пласта.

Последовательность операции на кернах, моделирующих призабойную зону скважин, состояла в следующем. За базу сравнения были взяты образцы 1, 2 керна, предварительно исследованные на проницаемость по газу, которые насыщались водой и после вытеснения воды из керна разгазированным спиртовым раствором ОП-10 при определенном расходе определялась фазовая проницаемость по газу. Экспериментальные образцы 3, 4, прошедшие испытания на проницаемость по газу, также насыщались водой, но в отличие от базовых образцов прокачивались стабильным конденсатом диспергированным газом с расходом, в 4-5 раз превышающим скорость прокачки разгазированного спиртового раствора.

Степень газирования стабильного конденсата регулировали с помощью газового редуктора и поддерживали в пределах 0,5-0,6 м³/м³.

После проведения экспериментов образцы кернов исследовались на проницаемость и определялся коэффициент восстановления образца.

Результаты опытов отражены в таблице.

Как видно из таблицы, степень восстановления проницаемости увеличивается по сравнению с результатами прототипа на 27%. Предлагаемый способ обработки ПЗП испытан на скважинах 1303; 2375, 5290 и 2267 Уренгойского месторождения, в результате чего они выведены на режим работы в шлейф и находятся в эксплуатации.