способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий подачу в пласт технологического раствора, взаимодействующего с полимерными кольматирующими образованиями, его выдержку в пласте и удаление из пласта продуктов деструкции, отличающийся тем, что в качестве технологического раствора используют состав, содержащий, мас.%:

Гидроперит	1,2- 1,5
Ингибитор гидратации глин	5 -10
Вода	Остальное

который закачивают в запланированный интервал обработки пласта, выдерживают его там в течение 3-5 ч, что необходимо для дренажа порового пространства и деструкционного воздействия гидроперита на полимерные кольматирующие образования, после чего продукты деструкции удаляют из пласта продуктивной скважины до появления флюида, соответствующего пластовому, причем в качестве ингибитора гидратации глин используют хлорид калия, либо хлорид магния, либо хлорид кальция.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам удаления полимерных кольматирующих образований из пород призабойной зоны продуктивного пласта.

При бурении нефтяных и газовых скважин в последние 25-30 лет, как правило, используют буровые растворы, загущенные водорастворимыми полимерами, в частности производными целлюлозы, что позволяет повысить механическую скорость бурения и проходку на долото, снизить разупрочнение стенок скважины и улучшить очистку ее забоя. При вскрытии терригенных коллекторов порового и трещинно-порового типов возможно внедрение бурового раствора в пласт и формирование в поровом пространстве пород околоскважинной зоны полимерных кольматирующих образований, снижающих проницаемость продуктивного пласта.

В промысловой практике известны многочисленные способы удаления полимерных кольматирующих образований из продуктивных пластов, основанные на закачивании технологических растворов в околоскважинную зону пласта, выдержке их там и последующем удалении продуктов взаимодействия из пласта.

Так, известен способ полимерной декольматации призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт технологического раствора, содержащего кислородсодержащую кислоту фосфора, фторид-анионы и ингибитор коррозии [1]. К недостатку данного способа следует отнести возможность образования в поровом пространстве продуктивных пород труднорастворимых соединений типа фторида и фосфата кальция, которые могут провоцировать повторную кольматацию около-скважинной зоны пласта.

Близким по технической сути и достигаемому результату является техническое решение [2], в соответствии с которым для удаления полиакрилатных кольматирующих образований используют водный раствор натриевой или кальциевой кислородсодержащей соли кислоты фосфора, который закачивают в пласт, выдерживают его там и удаляют из пласта водорастворимые комплексы кольматанта-полимера с фосфорсодержащей солью до появления флюида постоянного состава, соответствующего пластовому.

Однако данная технологическая жидкость не может эффективно удалять кольматирующие образования, состоящие из простых эфиров целлюлозы, например, карбоксиметилцеллюлозы, и солей щелочноземельных металлов, насыщающих остаточные воды древних углеводородсодержащих терригенных отложений.

Задачей изобретения является разработка способа, позволяющего восстановить проницаемость терригенного коллектора до значения, близкого к естественному, за счет химической деструкции макромолекул кольматанта - простого эфира целлюлозы.

Поставленная задача решается тем, что в качестве технологического раствора используют состав, содержащий (масс.%): гидроперит 1.2-1.5, ингибитор гидратации глин 5-10, вода - остальное, который закачивают в запланированный интервал обработки пласта, выдерживают его там в течение 3-5 часов, что необходимо для дренажа порового пространства и деструкционного воздействия гидроперита на полимерные кольматирующие образования, после чего продукты деструкции удаляют из пласта продувкой скважины до появления флюида, соответствующего пластовому, причем в качестве ингибитора гидратации глин используют хлорид калия, либо хлорид магния, либо хлорид кальция.

Взаимодействие гидроперита с кольматирующими образованиями, состоящими из водорастворимых эфиров целлюлозы, основано на принципе оксидантного разрыва -С-О-С- связей в макромолекулярных целлюлозных цепях с образованием низкомолекулярных продуктов (моно-, ди- и олигосахаридов), которые растворяются в воде и водносолевых растворах без их загущения и могут быть удалены из пород околоскважинной зоны пласта стандартной продувкой скважины.

Определение оптимальных концентраций деструктанта (гидроперита) осуществляют следующим образом: к основе полимерсолевого бурового раствора, содержащего 1-2% простого эфира целлюлозы и 5-10% хлорида либо калия, либо магния, либо кальция, добавляют от 0.3 до 0.9% гидроперита и ежечасно измеряют условную вязкость испытуемых растворов до достижения ими постоянных значений этого показателя (табл.1). Видно, что 3-5 часов достаточно для деструкции эфиров целлюлозы. Периодическое дренирование скважины во время выдержки технологического раствора в пласте создает возвратно-поступательное движение деструктанта в закольматированной зоне, что существенным образом способствует растворению и разжижению кольматанта вследствие резкого снижения его молекулярной массы.

Таблица 1
Время наблюдения, час	Добавка гидроперита к модели кольматирующего бурового раствора, масс.%
	0.3	0.6	0.9	0.3	0.6	0.9	0.3	0.6	0.9
	Модель бурового раствора состава, масс.%: КМЦ 2, КС1 5, вода - остальное. УВ500=36с			Модель бурового раствора состава, масс.%: КМОЭЦ l,5, CaCl 2 8, вода - остальное. УВ500 =66с			Модель бурового раствора состава, масс.%: ГЭЦ 1, MgCl2 10. УВ 500=30с
1	33	20	19	23	23	19	16	15	15
2	25	17	16	16	16	16	15	15	15
3	16	16	15	15	15	15	15	15	15
4	15	15	15	15	15	15	15	15	15
5	15	15	15	15	15	15	15	15	15

Сокращения:

КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза марки Камцел, ТУ 2231-001-3519378096;

КМОЭЦ - карбоксиметилоксиэтилцеллюлоэа, Германия, фирма Хехст;

ГЭЦ - гидроксиэтилцеллюлоза марки Сулфацелл, ТУ 6-55-221-1407-1407-95.

Экспериментальная оценка деструктирующего действия технологического гидроперитного раствора на эфироцеллюлозные кольматирующие образования проводилась на газонасыщенных керновых образцах парфеновского песчаника Ковыктинского газоконденсатного месторождения. После создания начальной водонасыщенности (природный рассол с массовой концентрацией минеральных компонентов, г/л: Са²⁺ 42.1, Mg²⁺ 13.9, К⁺ 1.85, Cl^- 149.4) к торцу образца подавали модель кольматирующего бурового раствора [1.5% карбоксиметилцеллюлозы (ТУ 2231-001-351 93780-96, 5% хлорида калия (ГОСТ 4568-95), вода - остальное] и создавали давление, равное 8 МПа. Начиная с этого момента, замеряли объем фильтрата бурового раствора, проникшего сквозь образец. Эксперимент длился до стабилизации процесса проникновения фильтрата, но не менее 5 часов. Далее определяли газопроницаемость образцов по азоту при депрессии 0.3 МПа, подавая газ в образец с противоположного торца. После этого обрабатывали образцы деструктирующим технологическим раствором состава, масс.%: гидроперит 1.2, хлорид калия 5, вода - остальное и снова определяли проницаемость образцов.

В качестве основного показателя воздействия бурового (кольматирующего) раствора и технологического (деструктирующею) раствора на проницаемость песчаных образцов использовали коэффициенг восстановления проницаемости (табл. 2). Как видно из приведенных данных, предлагаемое техническое решение позволяет восстанавливать проницаемость образцов в пределах 83-92% относительно первоначальной.

Таблица 2
№№образца скважины	Глубина отбора керна, м	Коллекторские свойства образцов		Остаточная водо-насышенность,%	Газопроницаемость образцов в процессе эксперимента, мД
		пористность,%	проницаемость, мД		начальная, К0	после кольматации, K1	после деструкции, К2
	2949.4	16.3	82.7	16.5	57.8	23.2	53.9	92
	3314.0	18.9	291.4	15.6	211.8	124.9	175.8	83
	3297.9	16.5	62.6	16.8	43.3	7.8	36.4	84

Источники информации

1. US 4561503. МПК E 21 В 43/27. Опубл. 31.12.1985.

2. RU 20666373. МПК Е 21 В 43/27. Опубл. 10.09.1996.