СПОСОБ РЕАГЕНТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/22 

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 последовательное нагнетание в пласт нафтенового кислотного раствора на основе керосина с последующим нагнетанием в пласт раствора гидроксида натрия концентрацией 0,1%, который нейтрализует кислотный раствор и далее выполняет роль вытесняющего агента [1].

Однако вышеперечисленные технические решения не позволяют в должной мере эффективно воздействовать на глинистые кольматирующие образования природного и/или техногенного генезиса, а также на проницаемость горной породы, слагающей продуктивный пласт.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому является техническое решение, включающее последовательную закачку в пласт технологических растворов в следующей последовательности: первоначально в пласт подают технологический раствор с кислой реакцией среды (рН около 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 (рН около 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 (рН > 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 [2].

Недостатком 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.

Изобретение основано на выявленных закономерностях удаления диспергированных кольматирующих образований из перфорированной околоскважинной зоны скважины после обработки. При освоении скважин после реагентных обработок обычно используют технологии, основанные на создании депрессий на пласт, и в рассматриваемых условиях (значительная масса диспергированных кольматирующих образований), как правило, этот процесс длится длительное время, а главное - не обеспечивает полного выноса кольматирующих образований из пласта.

Поставленная задача решается тем, что способ реагентной обработки скважин, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоны, отличается тем, что первоначально в пласт подают в качестве технологического раствора с кислой реакцией среды 5-12%-ный 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%-ный буферный водный раствор ПАВ в объеме 0,5-1,5 м³ и затем в качестве технологического раствора с щелочной реакцией среды 5-8%-ный 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 появления пластового флюида из скважины.

Сущность изобретения состоит в том, что первоначально в скважину в объеме пор обрабатываемой зоны закачивают первый технологический раствор - 5-12%-ный водный раствор натрия бисульфат с добавкой ПАВ 0,5-2,0%.

Скважину оставляют его на реагирование на 2-6 ч. Раствор взаимодействует с глинистыми кольматирующими образованиями, диспергируя их и частично (5-15%) растворяя.

Далее в пласт подают буферный водный раствор с добавкой 0,2-0,5% ПАВ в объеме 0,5-1,5 м³ и 5-8%-ный водный раствор натрия бикарбонат с добавкой 0,4-1,5% ПАВ в объеме, равном 0,6-0,8 объема первого технологического раствора.

Назначение буферного раствора - разделение в стволе скважины растворов с противоположными значениями pН, если первый технологический раствор по каким-либо причинам остался в стволе скважин.

Продавливание второго технологического раствора на основе с карбонатной составляющей в пласт производят продавочной жидкостью. При этом в радиальном потоке от скважины происходит поршневое вытеснение второго технологического раствора в пласт, и этот процесс сопровождается процессами фильтрационной дисперсии, обусловленной макро- и микронеоднородностью пород, что приводит к образованию зон взаимного смешения технологических растворов с кислой и щелочной реакцией через буферную жидкость небольшого объема.

С использованием известных в гидродинамике зависимостей и полученных результатов индикаторных опытов по нагнетанию пластовых вод с тракером в нефтеносные коллекторы для практических расчетов фильтрационной дисперси L_D получена следующая зависимость:
L_D= a(λ×l_F)^0,5,
где λ - параметр гидродисперсии, м;
l_F - граница поршневого вытеснения;
а - коэффициент, учитывающий структуру потоков.

Так, например, экспериментально установлено, что для песчаных коллекторов нефтяных пластво в общем случае параметр гидродисперсии λ изменяется от 10^-2 до 10^-3 м в практических расчетах может быть принята равной 0,05 м, а коэффициент равным 4,7.

На основании расчетов величины фильтрационной дисперссии определены объемы технологических растворов относительно объема пор обрабатываемой зоны: фильтрационная дисперсия L_D второго технологического раствора с щелочной реакцией среды должна быть больше ширины оторочки в пласте первого технологического раствора с кислой реакцией среды, что обеспечивает смешение технологических растворов. Этим условиям соответствует выбранное соотношение объемов технологических растворов: объем второго технологического раствора составляет 0,6-0,8 объемов первого технологического раствора.

При смешении в пласте технологических растворов с полярными значениями рН среды происходит из взаимодействие, основанное на реакции нейтрализации, сопровождающейся образованием растворимых солей и двууглекислого газа. Например, при взаимодействии в пласте по предлагаемой технологической схеме 500 кг растворенного натрия бикарбоната и 286 кг натрия бисульфата в результате реакции нейтрализации в пласте при давлении 15 Мпа обеспечивается генерация двууглекислого газа объемом 361 м³, что соответствует при атмосферном давлении 5860 м³ газа.

В заключение производят освоение скважины путем подачи сжатого газа или газожидкой смеси в затрубное пространство. Наличие существенных объемов газа за контуром обрабатываемой зоны обеспечивает как удаление диспергированных кольматирующих образований, так и ликвидацию так называемых "пробковых эффектов". Освоение скважины ведут до достижения пластового флюида.

Реагентная обработка скважин производилась на месторождении, расположенном в Широтном Приобье Тюменской области. Здесь нефтегазоносными являются отложения юры (тюменская свита), представленные переслаивающимися песчаниками, аргиллитами и алевролитами, залегающих на глубинах 2200-2600 м. Песчаники, в основном мелкозернистые, переходящие иногда в крупнозернистые, по составу аркозовые, глинистые. Цемент песчаников порово-пленочный, по минералогическому составу гидрослюдистый, гидрослюдисто - хлоритовый и хлоритовый.

Пористость песчаников 0,18, коэффициент фильтрации от 10 до 120 mD. Пластовое давление 18,5 МПа, температура 74^oС, плотность нефти составляет 815 кг/м³, газовый фактор 62 м³/т. Содержание парафинов и смолистых веществ незначительно, соответственно 2,32 и 2,18%.

Пример 1. Скважина N 5652 диаметром 140 мм пробурена на глубину 2325 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта 12 м, размер обрабатываемой зоны 0,5 м при объеме пор обрабатываемой зоны 1,7 м³. Дебит скважины по нефти перед обработкой составил 38,2 т/сут.

До глубины 2321 м опускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами на глубине 900 м, промывают скважину технической водой объемом 80 м³, башмак колонны насосно-компрессорных труб поднимают до глубины 2309 м. Готовят следующие растворы. 1. Первый технологический раствор - 1,7 м раствора натрия бисульфат концентрацией 5% с добавками ПАВ 0,4%; 2. Буферная жидкость - 0,5 м³ раствора ПАВ с концентрацией 0,5%; 3. Второй технологический раствор - 1,1 м³ раствора натрия бикарбонат концентрацией 5% и добавкой ПАВ 0,8%; 4. Продавочная жидкость - вода в объеме 10 м³.

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 4 ч. Далее в пласт через колонну насосно-компрессорных труб в пласт закачивают буферную жидкость и затем второй технологический раствор, после чего в затрубное пространство закачивают сжатый воздух и производят освоение скважины эрлифтом до появления из скважины флюида постоянного состава. Дебит скважины по нефти после обработки составил 68,5 т/сут. Приращение дебита по нефти составило 29,8 т/сут.

В таблице 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.

Способ реагентной обработки скважин, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса, предусматривает, что первоначально в пласт подают в качестве технологического раствора с кислой реакцией среды 5 - 12%-ный 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%-ный буферный водный раствор ПАВ в объеме 0,5 - 1,5 м³ и затем в качестве технологического раствора с щелочной реакцией среды 5 - 8%-ный 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. 1 табл.

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, отличающийся тем, что первоначально в пласт подают в качестве технологического раствора с кислой реакцией среды 5 - 12%-ный 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%-ный буферный водный раствор ПАВ в объеме 0,5 - 1,5 м³ и затем в качестве технологического раствора с щелочной реакцией среды 5 - 8%-ный 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 появления из скважины флюида постоянного состава.