способ термохимического воздействия на нефтяной пласт

Формула изобретения

1. Способ термохимического воздействия на нефтяной пласт для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающий последовательную закачку в зону воздействия водной дисперсии кальция и воды, причем воду используют подкисленную соляной кислотой до рН не более 5, при соотношении соляной кислоты и кальция в 1,5-2 раза более стехиометрического, отличающийся тем, что перед закачкой указанных компонентов в скважину предварительно закачивают водную суспензию бентонитовой глины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после проведения термохимического воздействия в случае потери гидропроводности производится повторная перфорация нефтенасыщенной толщи пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в технологических операциях при удалении асфальто-смолисто-парафиновых отложений и снижения выноса частиц породы из призабойной зоны скважины

Предшествующий уровень техники

Известен способ удаления асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений за счет термохимической реакции между щелочным металлом и водой, включающий последовательную закачку углеводородной дисперсии щелочного металла и воды [1].

Известный способ пожаро- и взрывоопасен как при транспортировке, так и при выполнении работ, и поэтому не нашел распространения на практике.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ закачки в зону воздействия водной дисперсии гранулированного кальция и слабого раствора соляной кислоты с рН не более 5 при соотношении соляной кислоты и кальция в 1,5-2 более стехиометрического [2].

К недостаткам способа термохимической обработки по способу [2] относится то, что в скважинах, пласты которых сложены рыхлыми песчаниками, термохимическое воздействие может вызвать увеличение выноса песка за счет растрескивания пород при высоких температурах.

В предлагаемом изобретении решается задача повышения эффективности способа термохимического воздействия на призабойную зону и расширения его диапазона применения за счет объемной кольматации ближней призабойной зоны дополнительным технологическим компонентом с последующим его закреплением в призабойной зоне пласта при высоких температурах, что приводит к снижению поступления песка на забой при хорошей производительности скважины.

Раскрытие сущности изобретения

Поставленная цель достигается тем, что в способе термохимического воздействия на нефтяной пласт для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающем последовательную закачку в зону воздействия водной дисперсии кальция и воды, причем воду используют подкисленную соляной кислотой до рН не более 5, при соотношении соляной кислоты и кальция в 1,5-2 раза более стехиометрического, перед закачкой указанных компонентов в скважину предварительно закачивают водную суспензию бентонитовой глины. После проведения термохимического воздействия в случае потери гидропроводности производится повторная перфорация нефтенасыщенной толщи пласта.

Физико-химическая сущность предлагаемой технологии заключается в том, что при термическом воздействии глина теряет воду и твердеет, а асфальто-смолисто-парафиновые отложения приобретают подвижность, за счет чего происходит изменение гидропроводности призабойной зоны скважины зоны воздействия.

Общий объем суспезии бентонитовой глины готовится из расчета проникновения этого состава в эксплуатационный пропласток до глубины 0,5-1 м по радиусу скважины с учетом пористости пласта.

Общий объем компонентов термохимической реакции рассчитывается по конечной температуре ближней призабойной зоны до заданной величины, которая определяется условием, что твердение глин происходит при температурах 200-600^oС в зависимости от их состава и пластового давления.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Скважина глубиной 1100 м, с интервалом перфорации 1043-1048 м, пористостью 22%, производительностью 30 м³/сут, обводненностью 67%. В скважину было закачано 8 м³ однопроцентной суспензии бентонитовой глины из расчета проникновения на 2,5 м по радиусу в водоотдающий пропласток.

После чего в скважину закачивают 0,18 м³ 20%-ной дисперсии кальция, что составляет 36 кг кальция. Затем закачивают 5 м³ воды, подкисленной соляной кислотой до рН 0,15, что обеспечивает 128 кг соляной кислоты.

При этом отношение между кальцием и хлористым водородом в реакции образования хлорида кальция составляет 2 по отношению к стехиометрическому (64 кг соляной кислоты на 36 кг кальция).

После реакции и прогрева скважина увеличила производительность до 44 м³/сут, поэтому повторная перфорация не производилась.

Пример 2. Скважина глубиной 1100 м, с интервалом перфорации 1045-1050 м, пористостью 22%, производительностью 40 м³/сут, обводненностью 72%. В скважину было закачано 8 м³ однопроцентной суспензии бентонитовой глины из расчета проникновения на 2,5 м по радиусу в водоотдающий пропласток.

После чего в скважину закачивают 0,18 м³ 20%-ной дисперсии кальция, что составляет 36 кг кальция. Затем закачивают 5 м³ воды, подкисленной соляной кислотой до рН 0,15, что обеспечивает 128 кг соляной кислоты.

При этом отношение между кальцием и хлористым водородом в реакции образования хлорида кальция составляет 2 по отношению к стехиометрическому (64 кг соляной кислоты на 36 кг кальция).

После реакции и прогрева производительность скважины уменьшилась до 23 м³/сут. Была произведена повторная перфорация. После этого увеличена производительность до 72 м³/сут.

Источники информации

1. Пат. РФ RU 2073696.

2. Пат. РФ RU 2148152 (прототип).