способ реагентной обработки скважины

Формула изобретения

Способ реагентной обработки скважин включает последовательную закачку в пласт первого технологического раствора с кислой реакцией среды - раствор натрия бисульфата водного NaHSO₄ H₂O, и/или калий пиросульфат K₂S₂O₇, и/или аммоний пероксодисульфат (NH₄)₂S₇O₈ концентрацией 5 - 12% с добавками анионактивного ПАВ или смеси анионактивного и неионогенного ПАВ при концентрации 0,5 - 2%, в объеме, равном объему порового пространства зоны кольматации, затем буферной жидкости - водный раствор анионактивного ПАВ при концентрации 0,2 - 0,5% в объеме, равном соотношению объемов первого технологического раствора с кислой реакцией среды с объемом буферной жидкости в пределах 1 : (3 - 3,5), второго технологического раствора со щелочной реакцией среды - раствор натрия гидрокарбоната NaHCO₃, и/или калия гидрокарбоната KHCO₃, и/или NH₄HCO₃ концентрацией 5 - 8% с добавками катионактивного ПАВ при концентрации 0,4 - 1,5%, в объеме, равном объему порового пространства зоны кольматации, затем второй буферной жидкости - водный раствор анионактивного ПАВ при концентрации 0,2 - 0,5%, в объеме, равном соотношению объемов второго технологического раствора со щелочной реакцией среды с объемом буферной жидкости в пределах 1 : (1 - 1,5), третьего технологического раствора с кислой реакцией среды - раствор натрия бисульфата водного NaHSO₄ H₂O, и/или калий пиросульфат K₂S₂O₇, и/или аммоний пероксодисульфат (NH₄)₂S₇O₈ концентрацией 5 - 12% с добавками анионактивного ПАВ или смеси анионактивного и неионогенного ПАВ при концентрации 0,5 - 2%, в объеме, равном объему порового пространства зоны кольматации, причем выдержки технологических растворов в пласте устанавливают в зависимости от пластовой температуры для первого и третьего технологического раствора с кислой реакцией среды при 120 - 140^oC - 1 - 2 ч, при 90 - 120^oC - 2 - 4 ч, при 50 - 90^oC - 4 - 6 ч; для второго технологического раствора с щелочной реакцией среды при 120 - 140^oC - 0,5 - 1 ч, при 90 - 120^oC - 1 - 1,5 ч, при 50 - 90^oC - 1,5 - 2,5 ч, а выдержку первого и второго буферного раствора после закачки в пласт не производят, после чего удаляют технологический раствор, буферную жидкость и продукты реакции из пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам реагентной обработки скважины, предусматривающим увеличение дебита продуктивного пласта, удаление кольматирующих образований и воздействие на проницаемость горной породы, слагающей продуктивный пласт.

В промысловой практике известны многочисленные способы реагентной обработки скважин, предусматривающих подачу в продуктивный пласт растворов кислоты, щелочи, смесей различных кислот, воздействующих на кольматирующие образования различного генезиса и горную породу.

Так известно, что для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождения широко используют физико-химические методы поддержания пластового давления, основанные на закачке в пласт различных технологических растворов. В частности, для этих целей используют последовательную закачку в пласт технологических растворов в следующей последовательности: первоначально в пласт подают технологический раствор с кислой реакцией среды (pH 1) с добавкой ПАВ, оставляют на реагирование с глинистыми кольматирующими образованиями (предпочтительно на 4-8 ч), затем подают в пласт технологический раствор с нейтральной реакцией среды (pH 7) с добавкой ПАВ и выдерживают его в течение не менее 2 ч (предпочтительно 2-4 ч) и в заключение в пласт подают технологический раствор с щелочной реакцией среды (pH > 7) с добавкой ПАВ, оставляют его на реагирование с кольматирующими образованиями (предпочтительно на 4-8 ч), причем удаление продуктов реакции из пласта производят после закачки каждого технологического раствора. (РФ патент 2042803, кл. E 21 B 43/27, 1995).

Недостаткам данного способа реагентной обработки скважин является то, что при значительной массе диспергированных кольматирующих образований в местах многочисленных сужений пор происходит их кольматация ("пробковый эффект") и обычными методами освоения скважин ликвидация такого рода явлений не всегда эффективна. Следует также отметить всю сложность в реализации многочисленных технологических операций способа.

Наиболее близким аналогом к заявленному решению является способ реагентной обработки скважины, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса. Причем первоначально в пласт подают в качестве технологического раствора с кислой реакцией среды 5-12% водный раствор натрия бисульфат с добавкой ПАВ 0,5-2,0% в объеме, равном объему пор обрабатываемой зоны, оставляют его на реагирование на 2-6 ч, после чего в пласт подают в качестве технологического раствора с нейтральной реакцией среды 0,2-0,5% буферный водный раствор ПАВ в объеме 0,5-1,5 м³ и затем в качестве технологического раствора с щелочной реакцией среды 5-8% водный раствор натрия бикарбонат с добавкой 0,4-1,5% ПАВ в объеме, равном 0,6-0,8 объема первого технологического раствора, после чего производят освоение скважины до достижения пластового флюида из скважины. (RU 2106484 C1, 1998 г.)

Данный способ имеет сравнительно низкую степень растворения глинистых кольматирующих образований.

Целью изобретения является увеличение производительности скважин за счет более полного удаления глинистых кольматирующих образований.

Поставленная задача решается тем, что в способе реагентной обработки скважин, включающее последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоны, разделенных буферной жидкостью, содержащей раствор ПАВ, выдержку технологических растворов в пласте на реагирование и последующее удаление технологических растворов, буферной жидкости и продуктов реакции из пласта. Причем последовательно в пласт закачивают первый технологический раствор с кислой реакцией среды в объеме, равном объему порового пространства зоны кольматации, буферную жидкость в объеме, равном соотношению объемов первого технологического раствора с кислой реакцией среды с объемом буферной жидкости в пределах 1:(3-3,5), второй технологический раствор со щелочной реакцией среды в объеме, равном объему порового пространства зоны кольматации, вторую буферную жидкость в объеме, равном соотношению объемов второго технологического со щелочной реакцией среды с объемом буферной жидкости в пределах 1:(1-1,5), третий технологический раствор с кислой реакцией среды в объеме, равном объему порового пространства зоны кольматации, причем время выдержки технологических растворов в пласте устанавливается в зависимости от пластовой температуры следующим образом: для первого и третьего технологического раствора с кислой реакцией среды при температуре 120-140^oC 1-2 ч, 90-120^oC 2-4 ч, 50-90^oC 4-6 ч; для второго технологического раствора с щелочной реакцией среды при температуре 120-140^oC 0,5-1 ч, 90-120^oC 1-1,5 ч, 50-90^oC 1,5-2,5 ч, а выдержку первого и второго буферного раствора после закачки в пласт не производят.

Причем в качестве первого и третьего технологического раствора с кислой реакцией среды используют растворы натрия бисульфата водного NaHSO₄ H₂O и/или калий пиросульфат K₂S₂O₇ и/или аммоний пероксодисульфат (NH₄)₂S₇O₈ концентрацией 5-12% с добавками анионактивного ПАВ или смеси анионактивного и неионогенного ПАВ в пределах концентраций 0,5-2%, в качестве же второго технологического раствора с щелочной реакцией среды используют растворы натрия гидрокарбоната NaHCO₃ и/или калия гидрокарбоната KHCO₃ и/или NH₄HCO₃ концентрацией 5-8% с добавками катионактивного ПАВ в пределах концентраций 0,4-1,5%, а в качестве первого и второго буферного раствора используют водный раствор анионактивного ПАВ в пределах концентрации 0,2-0,5%.

Оценка растворяющей способности алюмосиликатов проводилась в условиях последовательной обработки образцов глин технологическими растворам по прототипу и предлагаемым способом. Были использованы образцы глин, используемых для приготовления промывочных жидкостей, а также с образцами глин, на основе которых возможно образование естественных глинистых растворов. В исследованиях использовали глину Махарадзевского месторождения Грузии (порода N 1), глину смешанного состава (порода N 2) и каолинитовую глину Глуховецкого месторождения Украины (порода N 3). Порода N 2 представлена твердой фазой бурового раствора, отобранного при вскрытии продуктивного пласта на месторождении Западной Сибири. Перед началом исследований была произведена идентификация образцов глин для установления химического состава пород.

Результаты исследований химического состава пород представлены в табл. 1.

Для определения минералогического состава использовали методы дифференциально-термического, термогравиметрического, рентгенофазового анализов и метод микроскопии в иммерсионных средах.

Порода N 1 карбонатного типа (вскипает от реакции с соляной кислотой) и, согласно данным рентгенофазового анализа, состоит преимущественно из монтмориллонита, плагиоклаза, кварца, кальцита, пирита. Преобладает монтмориллонит. В породе содержится также в качестве примеси вещество, предположительно амфибол. Порода N 2 представлена монтмориллонитом, гидрослюдой, каолинитом, гипсом, полевым шпатом и кварцем. Преобладают монтмориллонит и гидрослюда. В значительном количестве присутствует каолинит. Предполагается присутствие амфибола. Порода N 3 представляет собой каолинит. В незначительных массах в виде примесей присутствуют монтмориллонит и гидрослюда. Различие минералогического состава исследуемых пород находится в соответствии с данными химического анализа.

Результаты исследований термического разложения образцов пород N 1, 2, 3 идентифицируют минералогический состав и подтверждаются результатами рентгенофазового анализа.

Емкости обмена катионов исследуемых пород приведены в табл. 2.

Из полученных результатов следует, что обменными катионами пород являются катионы калия, натрия, магния и кальция. Кроме того, в решетках глинистых минералов возможно замещение алюминия на железо и титан, способных к катионному обмену. Обменными анионами являются сульфат-анион и хлорид-анион.

Анализ результатов емкости обменных катионов позволяет также сделать некоторые уточнения в минералогическом составе исследуемых пород.

Порода N 1 состоит из чистого Na-монтмориллонита, на что указывает высокая емкость обмена катиона натрия. Общая емкость обмена породы составляет 63,78 мг - экв/100 г, что согласуется с емкостью обмена монтмориллонитовых глин. Небольшое количество примесей не мешает проявлению основных свойств монтмориллонита. Порода N 2 имеет в своем составе Na - монтмориллонит. Он относится к основной составляющей породы. Отличительной особенностью ее является наличие обменного водорода. Следовательно, глина не насыщена катионами щелочных и щелочноземельных металлов и проявляет кислотные свойства. Обменная емкость породы N 2 вдвое меньше, чем породы N 1. Наличие значительных количеств каолинита и гидрослюды придает породе свойства этих минералов, препятствуя проявлению свойств Na-монтмориллонита. Порода N 2 может быть идентифицирована как глина смешанного состава. Незначительная емкость обмена породы N 3 также позволяет отнести ее к каолинитовой глине.

Образцы глин массой 2 г обрабатывали последовательно технологическими растворами объемом 50 мл в статических условиях по прототипу и предлагаемым способом с определением в фильтрате содержания Si₂O₃ и Al₂O₃. Для определения содержания Si₂O₃ использовали гравиметрический и фотометрический методы, содержание Al₂O₃ определяли фотометрическим методом с использованием сульфонитразо ДАФ.

Результаты определений содержания алюмосиликатов в технологических растворах представлены в табл. 3.

Как видно из представленных данных, растворение алюмосиликатов предлагаемым способом по сравнению с прототипом повышает эффективность растворения алюмосиликатов на 32-38,9%, что свидетельствуют о достаточной эффективности разработанной технологии.

Обоснование соотношений объемов технологических и буферных растворов

С использованием известных в гидродинамике зависимостей и полученных результатов индикаторных опытов по нагнетанию пластовых вод с тракером в нефтеносные коллекторы для практических расчетов фильтрационной дисперсии L_D получена следующая зависимость:

L_D= a(I_f)^0,5,

где - параметр гидродисперсии, м; I_f - граница поршневого вытеснения, м; a - коэффициент, учитывающий структуру потоков.

Так, например, экспериментально установлено, что для песчаных коллекторов нефтяных пластов в общем случае параметр гидродисперсии изменяется от 10^-2 до 10^-3 м и в практических расчетах может быть принят равным 0,05 м и коэффициент a составляет 4,7.

На основании расчетов величины фильтрационной дисперсии определены соотношения объемов технологических и буферных растворов, исключающих смешение в пласте технологических растворов с полярными значениями pH через буферный раствор: величина фильтрационной дисперсии L_D второго технологического раствора с щелочной реакцией должна быть меньше ширины оторочки первого буферного раствора в пласте, а величина фильтрационной дисперсии L_D третьего технологического раствора с кислой реакцией среды должна быть меньше ширины оторочки второго буферного раствора в пласте. Этим условиям соответствует выбранное соотношение объемов технологических и буферных растворов.

Примеры конкретного выполнения:

Месторождение расположено в зоне Средне-Обской нефтеносной области. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке с крутым восточным крылом. На месторождении открыты одна газовая залежь в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях. Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450-2660 м и приурочены к верхней части мегионской свиты, представленные переслаивающимся пачкам агриллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Среднее значение коэффициента проницаемости песчаников составляет 36 mD, коэффициент расчлененности - 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81-84^oC. Нефти малосернистые (0,39-0,56%), малопарфинистые (2,93-3,68%). Плотность нефти 847-893 кг/м³, вязкость 1.25 сП. Среднее газосодержание составляет 62 м³/м³.

По результатам комплексных термогидродинамических исследований установлено, что средний радиус зоны с ухудшенной проницаемостью составляет 0,5 м при средней величине пористости равной 0.2.

Примеры реализации изобретения

Пример 1

Скважина N 664 диаметром 140 мм пробурена на глубину 2430 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта 6.6 м. Дебит скважины по нефти перед обработкой составил 2,0 т/сутки.

До глубины 2428 м опускают колонну насосно-компрессорных труб, промывают скважину технической водой объемом 80 м³, башмак колонны насосно-компрессорных труб поднимают до интервала нижних перфорационных отверстий. Готовят следующие растворы:

1. Первый технологический раствор - 1,4 м³ раствора натрия бисульфат водный концентрацией 5% с добавками ПАВ в количестве 0,4%.

2. Первый буферный раствор - 4,2 м³ раствора ПАВ с концентрацией 0,5%.

3. Второй технологический раствор - 1,4 м³ раствора натрия бикарбонат концентрацией 5% и добавкой ПАВ 0,8%.

4. Второй буферный раствор - 1,4 м³ раствора ПАВ с концентрацией 0,5%.

5. Третий технологический раствор - 1,4 м³ раствора натрия бисульфат концентрацией 5% с добавками ПАВ в количестве 0,4%. Продавочная жидкость - вода в объеме 10 ³.

На циркуляции через колонну насосно-компрессорных труб заполняют перфорированную часть скважины первым технологическим раствором, закрывают межтрубное пространство и продавливают технологический раствор в пласт. Скважину закрывают и оставляют на реагирование на 3 ч. Далее в пласт через колонну насосно-компрессорных труб в пласт закачивают первый буферный раствор и затем второй технологический раствор, после чего скважину выдерживают на реагирование в течение 1.5 ч. Далее в скважину закачивают второй буферный раствор и третий технологический раствор, после чего скважину закрывают на 4 ч.

В заключение производят освоение скважины для удаления растворов и продуктов реакции до появления из скважины флюида постоянного состава. Дебит скважины по нефти после обработки составил 11,9 т/сут. Приращение дебита по нефти составило 9,9 т/сут. Дополнительная добыча нефти за счет обработки скважины составила 948 т.

В табл. 4-6 представлены сведения об остальных примерах реализации настоящего изобретения на месторождении.

Полученные промысловые результаты позволяют сделать вывод, что предлагаемое изобретение позволяет существенно увеличить производительность скважин за счет наиболее полного удаления глинистых кольматирующих образований из обрабатываемой перфорированной околоскважинной зоны.