RU2100585C1

RU2100585C1 - Method of treatment of bottom-hole formation zone

Info

Publication number: RU2100585C1
Application number: RU95107528/03A
Authority: RU
Inventors: П.В. Коваленко; И.А. Поваров; Ю.Н. Попов
Priority date: 1995-05-17
Filing date: 1995-05-17
Publication date: 1997-12-27
Also published as: RU95107528A

Abstract

FIELD: oil and gas producing industry, in particular, methods of increasing of well production rate by introduction into well of foaming surfactants. SUBSTANCE: method includes injection of alcohol solution of surfactant dispersed by gaseous agent. Alcohol solution, prior to injection, is treated with alkali. EFFECT: higher efficiency of treatment due to considerable increase of permeability of bottom-hole formation zone under conditions of flooding and precipitation of liquid hydrocarbons in formation and on bottom hole and involving in operation of increased number of formations and interlayers. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения производительности скважин путем ввода в скважину вспенивающих поверхностно-активных веществ (ПАВ). The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for increasing well productivity by introducing foaming surfactants into the well.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки спиртового раствора ПАВ [1]
Недостатком данного способа является низкий охват обработкой по толщине пласта и радиус дренирования скважины, что неприемлемо для скважин с большим этажом газоносности.A known method of processing the bottom-hole zone of the reservoir by injection of an alcoholic solution of surfactant [1]
The disadvantage of this method is the low coverage by treatment over the thickness of the reservoir and the radius of the drainage of the well, which is unacceptable for wells with a large gas content floor.

Наиболее близким к предлагаемому по назначению и совокупности существенных признаков является способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки спиртового раствора ПАВ, который перед закачкой диспергируют газообразным агентом в объеме, равном объему порового пространства в радиусе депрессионной воронки [2]
Недостатком известного способа обработки призабойной зоны пласта, принятого за прототип изобретения, является низкая эффективность обработки в условиях обводняющихся газоконденсатных и нефтяных скважин из-за низкой степени очистки коллектора от жидких углеводородов и пластовой воды.The closest to the proposed purpose and a combination of essential features is a method for treating the bottom-hole formation zone by injecting an alcoholic surfactant solution, which is dispersed before injection with a gaseous agent in a volume equal to the volume of the pore space in the radius of the depression funnel [2]
The disadvantage of this method of processing the bottom-hole formation zone, adopted as a prototype of the invention, is the low processing efficiency in the conditions of waterlogging gas condensate and oil wells due to the low degree of purification of the reservoir from liquid hydrocarbons and produced water.

Изобретение решает задачу повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта обводняющихся добывающих скважин в условиях выпадения в пласте и на забое жидких углеводородов. The invention solves the problem of increasing the efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation of waterlogging producing wells in the conditions of loss in the formation and at the bottom of liquid hydrocarbons.

Для решения указанной задачи в предлагаемом способе отработки призабойной зоны пласта, включающем закачку спиртового раствора ПАВ диспергированного газообразным агентом, спиртовый раствор ПАВ перед закачкой предварительно обрабатывают щелочью. To solve this problem in the proposed method for developing the bottomhole formation zone, which includes injecting an alcoholic solution of a surfactant dispersed with a gaseous agent, the alcoholic solution of a surfactant is pre-treated with alkali before injection.

Технический результат изобретения состоит в том, что предлагаемый способ обеспечивает более высокую проницаемость призабойной зоны скважины в условиях обводнения и выпадения в плате и на забое жидких углеводородов, что позволяет вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков и, тем самым, повысить эффективность обработки. The technical result of the invention lies in the fact that the proposed method provides higher permeability of the bottomhole zone of the well under conditions of flooding and loss of liquid hydrocarbons in the board and bottom of the well, which allows to involve a larger number of formations and layers and thereby increase the efficiency of processing.

Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.

В растворном цехе ККРС в емкость заливают расчетное количество спирта (например, метанол) и поверхностно-активного вещества и перемешивают. На устье скважины в спиртовый раствор ПАВ добавляют необходимое количество щелочи и перемешивают до полного растворения. In the SACC solution shop, a calculated amount of alcohol (for example, methanol) and a surfactant is poured into the container and mixed. At the wellhead, the required amount of alkali is added to the alcoholic surfactant solution and mixed until completely dissolved.

Полученную смесь закачивают в скважину по нагнетательной линии через аэратор. Одновременно в скважину через аэратор по шлейфу подают газ и осуществляют таким образом диспергирование рабочей жидкости газом. The resulting mixture is pumped into the well along the injection line through an aerator. At the same time, gas is supplied to the well through the aerator through a loop and thus dispersing the working fluid by gas is carried out.

Степень газирования (содержание газа) в обрабатывающем составе в пластовых условиях поддерживают в пределах 0,15 2 м³/м³. Расход обрабатывающей смеси не менее 10 15 дм³/с с последующей продавкой в пласт газом со шлейфа.The degree of carbonation (gas content) in the processing composition in reservoir conditions is maintained within 0.15 2 m ³ / m ³ . The flow rate of the processing mixture is not less than 10 15 dm ³ / s, followed by gas injection from the plume into the reservoir.

Для оценки эффективности предлагаемого технического решения были проведены эксперименты по изучению степени восстановления проницаемости модели пласта. To assess the effectiveness of the proposed technical solution, experiments were conducted to study the degree of recovery of the permeability of the reservoir model.

Изменение проницаемости определяли как отношение проницаемости модели пласта, полученной в результате закачки рабочего раствора и удаления продуктов взаимодействия (K1) к исходной проницаемости модели (K). The change in permeability was determined as the ratio of the permeability of the reservoir model obtained by injecting the working solution and removing the interaction products (K1) to the initial permeability of the model (K).

Проницаемость модели пласта до и после прокачки определяли по газу (воздуху) по известной методике (Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1978, с. 34)

где Q₀ расход газа, м³/с;
P₀ атмосферное давление, МПа;
μ вязкость газа мПа•с;
L длина модели, м;
P₁-P₂ давление на входе и выходе модели, МПА;
F площадь фильтрации, м².The permeability of the reservoir model before and after pumping was determined by gas (air) according to a known method (Muravyov V. M. Operation of oil and gas wells. M. Nedra, 1978, p. 34)

where Q ₀ gas flow, m ³ / s;
P ₀ atmospheric pressure, MPa;
μ gas viscosity MPa • s;
L model length, m;
P ₁ -P ₂ pressure at the inlet and outlet of the model, MPA;
F filtration area, m ² .

Опыты проводили при 20^oC.The experiments were carried out at 20 ^o C.

В качестве насыпной модели пористой среды использовали кварцевый песок фракции 0,3 1 мм гидрофобизированный нефтью с Ассельской оторочки Оренбургского газоконденсатного месторождения. As a bulk model of the porous medium, quartz sand of the 0.3 1 mm fraction hydrophobized with oil from the Assel rim of the Orenburg gas condensate field was used.

Песок набивали в контейнер длиной 0,25 м и диаметром 0,03 м и заполняли технической водой (модель пластовой воды). The sand was packed into a container 0.25 m long and 0.03 m in diameter and filled with industrial water (produced water model).

Способ обработки по прототипу исследовали следующим образом. The processing method of the prototype was investigated as follows.

С помощью дозировочного насоса и компрессора в пористую среду модели закачивали диспергированный спиртовый раствор ПА и оставляли на взаимодействие. Using a dosing pump and compressor, a dispersed alcoholic solution of PA was pumped into the porous medium of the model and allowed to interact.

В качестве спирта использовали метанол технический (ГОСТ-13-05-132-83). Technical alcohol (GOST-13-05-132-83) was used as alcohol.

Расход газа регулировали с помощью газового редуктора. Степень газирования (газосодержания) в рабочем растворе изменяли от 0 до 2 м³/м³. Через 4 ч из модели удаляли продукты взаимодействия и определяли проницаемость модели по газу (K1).The gas flow was regulated using a gas reducer. The degree of carbonation (gas content) in the working solution was varied from 0 to 2 m ³ / m ³ . After 4 hours, the interaction products were removed from the model and gas permeability of the model (K1) was determined.

Предлагаемый способ исследовали в лабораторных условиях следующим образом. The proposed method was investigated in laboratory conditions as follows.

Пример. Для приготовления 100 мл (опыт 5 таблицы) рабочего состава в 78,2 г метанола растворяли 1 г ОП-10, затем в полученный спиртовый раствор вводили NaOH и перемешивали до полного растворения. Example. To prepare 100 ml (experiment 5 of the table) of the working composition, 1 g of OP-10 was dissolved in 78.2 g of methanol, then NaOH was introduced into the resulting alcohol solution and mixed until completely dissolved.

В качестве щелочи использовали каустическую соду NaOH (ГОСТ 2263-79). Caustic soda NaOH (GOST 2263-79) was used as alkali.

Затем с помощью дозировочного насоса в пористую среду модели закачивали 40 мл обрабатывающего состава, в процессе закачки рабочий раствор диспергировали газом (воздухом) через смеситель. Then, using a dosing pump, 40 ml of the treatment composition was pumped into the porous medium of the model; during the injection, the working solution was dispersed with gas (air) through a mixer.

Степень газирования (расход воздуха) регулировали с помощью газового редуктора и поддерживали в пределах 0,5 м³/м³. Через 4 ч из модели продувкой воздуха в течении 5 мин удаляли продукты взаимодействия и определяли проницаемость модели после обработки.The degree of carbonation (air flow) was regulated using a gas reducer and maintained within 0.5 m ³ / m ³ . After 4 h, interaction products were removed from the model by air purging for 5 min and the permeability of the model after treatment was determined.

В экспериментах использовали неионогенные поверхностно-активные вещества ОП-10, ОП-7, превоцелл WOF-100 (опыты 3, 4 и 9) и катионо-активные ПАВ - катамин АБ, марвелан K(о) (опыты 5 и 6). In the experiments, nonionic surfactants OP-10, OP-7, pre-cell WOF-100 (experiments 3, 4, and 9) and cationic surfactants — catamine AB, marvelan K (o) (experiments 5 and 6) were used.

Анионо-активные ПАВ не испытывались, так как они не устойчивы к солям магния и кальция и в присутствии этих солей в пластовой воде могут выпадать в осадок, что делает невозможным их применение в обработках для повышения производительности скважин. Anionic surfactants were not tested, since they are not resistant to magnesium and calcium salts and in the presence of these salts in formation water can precipitate, which makes it impossible to use them in treatments to increase well productivity.

Результаты опытов отражены в таблице. The results of the experiments are shown in the table.

Как видно из таблицы, степень восстановления проницаемости при проведении последовательности операций по прототипу увеличивается в 1,75 1,8 раза (опыты 1 2). As can be seen from the table, the degree of restoration of permeability during the sequence of operations of the prototype increases in 1.75 1.8 times (experiments 1 2).

Поставленная задача наиболее полно достигается при использовании предлагаемого способа обработки скважин (опыты 3 9), при этом проницаемость модели пласта увеличивается в 2,1 2,83 раза по отношению к исходной (первоначальной) проницаемости модели, что в 1,17 1,57 раза выше, чем у способа по прототипу. The task is most fully achieved when using the proposed method of processing wells (experiments 3 9), while the permeability of the reservoir model increases 2.1 2.83 times in relation to the initial (initial) permeability of the model, which is 1.17 1.57 times higher than that of the prototype method.

Применение предлагаемого способа обеспечит технико-экономический эффект за счет повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта в условиях обводнения путем повышения проницаемости призабойной зоны скважины, позволяющей вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков как по толщине продуктивного коллектора, так и по радиусу дренирования. The application of the proposed method will provide a technical and economic effect by increasing the efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation under flooding by increasing the permeability of the bottom-hole zone of the well, which allows involving more layers and layers both in the thickness of the reservoir and in the drainage radius.

Источники информации
1. Патент США N 3076508, кл. 166-44, 1963.Sources of information
1. US patent N 3076508, CL. 166-44, 1963.

2. Авторское свидетельство СССР N 966231, кл. E 21 B 43/27, БИ N 38, 1982. 2. USSR author's certificate N 966231, cl. E 21 B 43/27, BI N 38, 1982.

3. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1978 с. 34. 3. Muravyov V. M. Operation of oil and gas wells. M. Nedra, 1978 p. 34.

Claims

A method of treating a bottom-hole zone of a formation, including injecting an alcoholic solution of a surfactant dispersed with a gaseous agent, characterized in that prior to the injection of an alcoholic solution of a surfactant, it is pre-treated with alkali.