способ термохимической очистки прискважинной зоны пласта

Формула изобретения

1. Способ термохимической обработки прискважинной зоны пласта раствором концентрированной серной кислоты, отличающийся тем, что перед обработкой скважины производят ее промывку жидкостью глушения на основе водной составляющей, далее устанавливают башмак колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубине, соответствующей объему воды в стволе скважины V_в, равному

V _в=0,55·V_к,

где V_к - объем раствора серной кислоты концентрацией не менее 90%, соответствующий объему закольматированного порового пространства V_пор следующим образом: V_к=(1,0÷1,5)·V_пор ,

после чего продавливают при открытом затрубном пространстве в колонну НКТ раствор концентрированной серной кислоты с добавкой комплексообразователя, причем в качестве продавочной жидкости используют инертный к серной кислоте нефтяной растворитель, и при выходе раствора серной кислоты из башмака НКТ закачку производят в пульсирующем режиме, и при заполнении раствором серной кислоты с добавкой комплексообразователя объема ствола скважины, равного V_в, затрубное пространство закрывают и производят в пульсирующем режиме продавку раствора в прискважинную зону продуктивного пласта, после чего трубное пространство закрывают и скважину выдерживают на реакцию в течение 4-6 ч, далее колонну НКТ устанавливают на глубине газлифтной эксплуатации и в затрубное пространство раздельно закачивают растворы с полярными значениями рН, при этом расходы закачки обеспечивают одновременную подачу растворов в трубное пространство, после чего трубное пространство открывают и производят сброс продуктов реакции в емкость.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве комплексообразователя используют триполифосфат натрия Na₅P₃O ₁₀ или гексаметафосфат натрия (NaPO₃)₆ в пределах концентраций 0,5-1,0%.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что при преобладании в составе кольматирующих образований асфальтено-смолопарафиновых отложений перед продавливании раствора серной кислоты с добавкой комплексообразователя в прискважинную зону закачивают углеводородный растворитель и оставляют на реакцию.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что в растворы с полярными значениями рН вводят поверхностно-активное вещество в пределах концентраций 0,5-2,0%.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что при необходимости операцию по закачке в затрубное пространство растворов с полярными значениями рН повторяют до полного удаления из прискважинной зоны пласта продуктов реакции раствора серной кислоты с добавкой комплексообразователя и продуктов его реакции с кольматирующими образованиями прискважинной зоны.

6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что в качестве продавочной жидкости используют керосин или дизельное топливо.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения дебита добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин за счет удаления кольматирующих образований из прискважинной зоны, представленных глинистыми отложениями бурового раствора, высокомолекулярными и парафиногидратными отложениями нефти, а также железистыми соединениями закачиваемых в пласт вод и продуктов коррозии металла.

Основной причиной кольматации порового пространства продуктивного пласта глинистыми отложениями является поглощение в процессе бурения промывочной жидкости, содержащей глинистые коллоидно-дисперсные частицы. Обогащение промывочной жидкости кольматирующими частицами происходит также при наличии в кровле продуктивных пластов толщи глин и при наличии в разрезе пласта глинистых пропластков различной мощности.

При изменении термобарических условий и разгазировании нефти ее высокомолекулярные компоненты - асфальтено-смолопарафиновые углеводороды, осаждаются в прискважинной зоне пласта, на стенках добывающих скважин, на штангах, выкидных линиях и нефтепромысловом оборудовании, что резко снижает дебит скважины.

При заводнении продуктивных пластов поверхностными водами из-за отсутствия высокопроизводительного фильтрующего оборудования происходит кольматация прискважинных зон нагнетательных скважин глинистыми образованиями и соединениями железа, что обуславливает снижение приемистости скважин.

Известны способы термохимической обработки скважины с использованием магния и соляной кислоты /SU 1657628, 1657631 опубл. 1996 г./.

Известен также способ термохимической обработки прискважинной зоны пласта, включающий поставку магния в призабойную зону в виде заглушки насосно-компресорной трубы (НКТ), затем в нее спускают разреженную НКТ с закрепленным на ней пакером. После чего в нее закачивают соляную кислоту и выдерживают на реакцию. /см. RU 95101814 А1 опубл. 27.04.1997/.

Известен способ термохимической очистки призабойной зоны скважины включающий спуск НКТ с магнием, последующую закачку соляной кислоты и выдержку во времени реагентов на реакцию, причем на НКТ устанавливают заглушку из силуминового сплава, внутреннее пространство НКТ заполняют гранулированным магнием, затем по межтрубному пространству в прискважинную зону продуктивного пласта закачивают углеводородный растворитель совместно с эмульгатором и оставляют на реакцию с АСПО, после чего по межтрубному пространству в скважину закачивают соляную кислоту 15%-ной концентрации и после окончания экзотермической реакции соляной кислоты с гранулированным магнием производят освоение скважины /RU 2167284, С1/.

При обработке скважины по представленным аналогам изобретения температура в прискважинной зоне существенным образом повышается благодаря экзотермической реакции между соляной кислотой и магнием, что обеспечивает эффективное растворение парафинов, асфальтенов и смол. Далее в течение короткого времени происходит существенное падение температуры в прискважинной зоне по экспоненте до пластовых значений и происходит вторичное выпадение органических соединений, кольматирующих прискважинную зону. При этом не происходит воздействия на глинистые кольматирующие образования из-за физико-химической сущности компонентов экзотермической реакции и не обеспечивается растворение железистых соединений из-за нейтрализации соляной кислоты в ходе экзотермической реакции.

Известны способы обработки призабойной зоны скважины серной кислотой (см. авторское свидетельство СССР №73555, кл. Е 21 В 43/27, 1947 и кн. Применение концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1980).

Недостатками известных способов обработки скважин растворами серной кислоты является отсутствие возможности их применения при значительном содержании карбонатов в призабойной зоне и недостижение необходимой температуры в прискважинной зоне для плавления парафинов.

Цель данного изобретения заключается в повышении эффективности термохимического способа за счет наиболее полного удаления кольматирующих образований из прискважинной зоны и очистки скважины путем принудительного выноса отработанных реагентов с продуктами реакции на поверхность.

Сущность данного изобретения в следующем: перед обработкой скважины производят ее промывку жидкостью глушения на основе водной составляющей, далее устанавливают башмак колонны НКТ на глубине, соответствующей объему воды в стволе скважины V_в, равном V_в =0,55 ·V_к, где V_к - объем раствора серной кислоты концентрацией не менее 90%, соответствующий объему закольматированного порового пространства V_пор следующим образом V_к=(1,0÷1,5)·V_пор, после чего продавливают при открытом затрубном пространстве в колонну НКТ раствор концентрированной серной кислоты с добавкой комплексообразователя, который способен стабилизировать водные растворы при очень низких концентрациях, заведомо недостаточных для связывания осаждающихся катионов в растворимые комплексы, и предотвращать образование в растворе нерастворимых и слаборастворимых соединений, образующихся в результате взаимодействия раствора с горной породой и некоторыми компонентами пластовых вод, например CaSO₄, FeS, Fe ₃O₄ и др. Стабилизирующий эффект такого рода предельно малых добавок связан с процессами адсорбции.

Примером такого комплексообразователя является триполифосфат натрия Na₅Р₃О₁₀ или гексаметафосфат натрия (NaPO₃)₆ в пределах концентраций 0,5-1,0%. Фосфатные анионы адсорбируются на зародышах или растущих кристаллах, блокируют активные центры и тем самым предотвращают выпадение солей в осадок.

Причем в качестве продавочной жидкости используют инертный к серной кислоте нефтяной растворитель, например керосин или дизельное топливо, и при выходе раствора серной кислоты из башмака НКТ закачку производят в пульсирующем режиме, т.е. циклически от максимального расхода до минимального расхода и наоборот. При заполнении растворам серной кислоты с добавкой комплекообразователя объема ствола скважины, равном V_в, затрубное пространство закрывают и производят в пульсирующем режиме продавку раствора в прискважинную зону продуктивного пласта керосином или дизельным топливом, после чего трубное пространство закрывают. Далее колонну НКТ устанавливают на глубине газлифтной эксплуатации и в затрубное пространство раздельно закачивают растворы с полярными значениями рН, а в растворы с полярными значениями рН вводят ПАВ в пределах концентраций 0,5-2,0%. Концентрации и объемы растворов соответствуют стехиометрическому соотношению реакции нейтрализации компонентов расторов с полярными значениями рН, а расходы закачки обеспечивают одновременную подачу растворов в трубное пространство, после чего трубное пространство открывают и производят сброс продуктов реакции в емкость.

При преобладании в составе кольматирующих образований АСПО перед закачкой раствора серной кислоты с добавкой комплекообразователя в прискважинную зону закачивают углеводородный растворитель и оставляют на реакцию.

При необходимости операцию по закачке в затрубное пространство растворов с полярными значениями рН повторяют до полного удаления из прискважинной зоны пласта продуктов реакции раствора серной кислоты с добавкой комплексобразователя и продуктов его реакции с кольматирующими образованиями прискважинной зоны.

Раскрытие изобретения:

Перед обработкой скважины производят ее промывку жидкостью глушения на основе водной составляющей, например KCl, далее устанавливают башмак колонны НКТ на глубине, соответствующей объему воды в стволе скважины V_в, равном V_в=0,55·V_к, где V_к - объем раствора серной кислоты концентрацией не менее 90%, соответствующий объему закольматированного порового пространства V_пор следующим образом V_к=(1,0÷1,5)·V _пор, после чего закачивают при открытом затрубном пространстве в колонну НКТ раствор концентрированной серной кислоты с добавкой комплексообразователя гексаметафосфат натрия (NaPO ₃)₆ в концентрации 0,5%.

Объем концентрированной серной кислоты определяется на основе объема пор закольматированной прифильтровой зоны, контролируемой размером зоны кольматации. Для определяния размеров зоны кольматации используют методику, основанную на интерпретации результатов термогидродинамических исследованиях скважины (см. Диссертацию Као Ми Лой «Разработка оптимального комплекса термогидродинамических исследований нефтяных скважин для месторождений шельфа Вьетнама (на примере месторождения Белый Тигр». М., 1996. с.288.

Концентрированная серная кислота вступает в активное химическое и термохимическое взаимодействие с водой, находящейся в стволе скважины. Снижение концентрации серной кислоты в результате ее смешивания с водой сопровождается значительным повышением температуры и теплосодержания разбавленной системы (фиг.1, 2).

Как установлено опытными данными (см. фиг.1), максимальный прирост температуры раствора при разбавлении водой происходит при снижении концентрации серной кислоты до 60%, что соответствует соотношению объемов концентрированной серной кислоты и воды как 1:0,55.

В качестве продавочной жидкости используют керосин или дизельное топливо, что исключает взаимодействие продавочной жидкости с серной кислотой.

При выходе раствора серной кислоты из башмака НКТ закачку производят в пульсирующем режиме, т.е. циклически от максимального расхода до минимального расхода и наоборот, что обеспечивает активное перемешивание раствора с водой в стволе скважины. Продавливание же раствора в прискважинную зону в пульсирующем режиме обеспечивает эффективную проработку порового пространства, включая тупиковые поры.

В качестве комплексообразователя в раствор концентрированной серной кислоты вводят триполифосфат натрия Na₅P ₃O₁₀ или гексаметафосфат натрия (NaPO₃ )₆. Для изучения стабилизирующего действия триполифосфата и гексаметафосфата натрия были поставлены опыты по растворению образцов кольматирующих соединений серной кислотой как с добавлением в кислоту полифосфатов различной концентрации, так и без них. Затем путем подщелачивания фильтрата вызывали искусственную коагуляцию гидроксида железа с последующим измерением величины рН раствора, при котором гидроксид железа выпадает в осадок.

В результате был установлен следующий диапазон оптимальной добавки комплексообразователя - 0,5-1%.

После продавливания раствора в прискважинную зону продуктивного пласта трубное пространство закрывают. Кислотный раствор продавливают в пласт керосином. Скважину закрывают и выдерживают на реакцию в течение 4-6 часов.

Башмак колонны НКТ устанавливают на глубине газлифтной эксплуатации, которую рассчитывают для конкретных геолого-технических условий по любым известным методикам с использованием специальных номограмм, например, кн. Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин, М.: Недра, 1984 - 360 с.

После постановки башмака колонны НКТ на глубине газлифтной эксплуатации в затрубное пространство раздельно закачивают растворы с полярными значениями рН, причем концентрации и объемы растворов соответствуют стехиометрическому соотношению реакции нейтрализации компонентов растворов с полярными значениями рН, а расходы закачки обеспечивают одновременную подачу растворов в трубное пространство.

Например, для генерации в стволе скважины двууглекислого газа используют следующие растворы с полярными значениями рН:

В соответствии со стехиометрией реакции нейтрализации по формуле (1) при взаимодействии 106 кг карбоната натрия с 73 кг соляной кислоты (100%) образуется 985,6 м³ газа при атмосферном давлении и температуре 0°С. В соответствии с этими стехиометрическими соотношениями производят расчеты объемов и концентраций растворов с полярными значениями рН. В растворы с полярными значениями рН вводят ПАВ в пределах концентраций 0,5-2,0%, что обеспечивает при генерации двууглекислого газа образование пенной системы в стволе скважины.

После прохождения реакции нейтрализации с выделением двууглекислого газа трубное пространство открывают и производят сброс продуктов реакции в емкость.

В результате образования пенной системы в стволе скважины и последующего ее сброса по трубному пространству создается депрессия на пласт, что обеспечивает интенсивный выброс из прискважинной зоны растворенных кольматирующих образований, отработанных растворов и приток флюида.

При преобладании в составе кольматирующих образований АСПО перед закачкой раствора серной кислоты с добавкой комплексообразователя в прискважинную зону закачивают углеводородный растворитель и оставляют на реакцию. После закачки серной кислоты в пласт выдержку скважины на реакцию не производят.

При необходимости операцию по закачке в затрубное пространство растворов с полярными значениями рН повторяют до полного удаления из прискважинной зоны пласта продуктов реакции раствора серной кислоты с добавкой комплексобразователя и продуктов его реакции с кольматирующими образованиями прискважинной зоны.

Примеры реализации изобретения

Геолого-физические характеристики пластов и флюидов месторождения: мощность нефтенасыщенных песчаников 5,2-9,5 м; коэффициент проницаемости 25-185 mD; пористость 18%, пластовое давление 12 МПа, пластовая температура 65-69°С, глубина залегания продуктивного пласта 1702-1767 м. Плотность нефти в пластовых условиях 0,835 кг/м ³, Содержание парафина в нефти 1,2%, смол 8% и серы 0,5%. По результатам интерпретации результатов термогидррдинамических исследований скважин установлено, что размер зоны интенсивней кольматации скважин на месторождении не превышает 0,35 м.

Пример 1

Скважина №54 диаметром 146 мм пробурена на глубину 1818 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 6,5 м. Дебит скважины по нефти перед обработкой составил 4,5 т/сутки.

Производят промывку скважины раствором KCl (2%) в объеме, равном двум объемам ствола скважины. В скважине на глубине 1795 м устанавливают башмак НКТ диаметром 73 мм. На циркуляции в скважину закачивают в пульсирующем режиме 350 л серной кислоты концентрации 93% с добавкой триполифосфата натрия 1%. Затрубное пространство закрывают и закачивают в пульсирующем режиме в НКТ 287 л серной кислоты с добавкой полифосфата. Кислотный раствор продавливают в пласт керосином. Скважику закрывают и выдерживают на реакцию в течение 4 часов.

Башмак колонны НКТ устанавливают на глубине 1625 м. Межтрубное пространство подключают к насосным агрегатам и одновременно начинают закачку раствор кальцинированной соды концентрацией 10% с добавкой ПАВ 2% объемом 2,25 м³ соляной кислоты концентрацией 15% с добавкой ПАВ 2%. Подача раствора соды - 10 л/с, соляной кислоты - 4,6 л/с.

После закачки в межтрубное пространство растворов с полярными значениями рН межтрубное пространство закрывают, открывают трубное пространство и производят сброс жидкости в сборную емкость.

Дебит скважины по нефти составил 9,4 т/сутки, приращение дебита - 4,9 т/сутки.

В таблице представлены сведения об остальных примерах реализации предлагаемого изобретения.

Использование заявленного способа позволит значительно повысить эффективность работы скважины и увеличить ее дебит за счет качества очистки прискважинной зоны.

Показатели	Номер примера
	1	2	3	4	5	6	7
Глубина скважины, м	1818	1846	1973	1878	1802	1844	1916
Эффективная толщина пласта, м	6,5	8,9	7,6	8,5	6,7	9,1	6,2
Объем пор зоны кольматации, м 3	0,637	0,872	0,744	0,833	0,656	0,891	0,607
Глубина установки башмака НКТ для закачки кислоты, м	1797	1814	1946	1848	1778	1812	1894
Объем 93% H2SO 4, л	637	952	967	833	820	980	850
Добавка полифосфатов, %	1,0	0,5	1,0	0.8	1,0	0,5	1,0
Глубина установки башмака НКТ для газлифта, м	1625	1630	1720	1700	1605	1630	1710
Объемы и концентрации растворов с полярными значениями рН:
>15%HCl, л	1032	1032	1032	1032	1032	1032	1032
>10% Na2СО3, л	2250	2250	2250	2250	2250	2250	2250
> добавки ПАВ, %	2,0	0,5	1,5	2,0	2,0	0,5	0,5
Дебит по нефти до обработки, т/сутки	4,5	7,7	6,2	7,1	4,3	7,9	3,6
Дебит по нефти после обработки, т/сутки	9,4	15,2	17,8	15,8	8,3	16,7	6,6
Увеличение дебита, %	108	98	187	123	92	112	84