СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Российский патент 1998 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к горной промышленности, а, в частности, к способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта, сложенного плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах, добывающих высоковязкую нефть.

Известен способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий закачку в призабойную зону продуктивного пласта перед кислотным раствором растворителя, в качестве которого используют эмульсию на углеводородной основе следующего состава, мас.%: углеводородная основа - 80-90, эмульгатор - 5-10, гидроокись щелочных металлов и/или щелочно-земельных металлов - 3-5 и вода - остальное (а. с. СССР N 717297, E 21 B 43/27, 1980).

Недостатком известного способа является коррозионная активность кислотного раствора, используемого для обработки призабойной зоны продуктивного пласта, в результате чего, оборудование быстро выходит из строя. Кроме того, глубина обработки пласта незначительная из-за быстрой реакции кислоты с обрабатываемыми породами и отложениями в пласте.

Известен также способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий закачку в призабойную зону продуктивного пласта перед закачкой глино-кислотного раствора углеводородно-щелочного раствора, содержащего 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла, эмульгатор-стабилизатор ЭС-2, метанол и углеводородный растворитель (а. с. СССР N 1838597, E 21 B 43/27, 1993).

Недостатком известного способа является то, что используемый для обработки пласта глино-кислотный раствор обладает высокой коррозионной активностью в короткие сроки выводящей из строя используемое оборудование для его закачки, а также сильно разрушающей продуктивный пласт. Кроме того, при сильном снижении проницаемости продуктивного пласта, сложенного плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах, из-за отсутствия первоначальной приемистости невозможно закачать в пласт обрабатывающие растворы или для того, чтобы закачать их в пласт необходимо значительно повышать давление закачки, создавая большие репрессии на пласт, которые могут привести к его разрушению, а также к разрушению оборудования. Кроме того, недостатком известного способа, является небольшая глубина обработки продуктивного пласта из-за большой скорости реакции используемых для обработки реагентов с породой и отложениями в нем.

Задачей изобретения является повышение времени безопасного нахождения обрабатывающих растворов в скважине и контактирования их с оборудованием за счет снижения коррозионной активности воздействия используемых обрабатывающих растворов, увеличение глубины закачки обрабатывающих растворов и снижение давлений закачки за счет снижения скорости взаимодействия с породой и с отложениями в нем.

Указанная задача осуществляется тем, что в известном способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающем закачку в призабойную зону продуктивного пласта углеводородно-щелочного раствора, содержащего 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла, эмульгатор, метанол и углеводородный растворитель, в отличие от способа по прототипу перед закачкой углеводородно-щелочного раствора в призабойную зону продуктивного пласта закачивают З-15%-ный раствор триполифосфата натрия (ТПФН), а после углеводородно-щелочного раствора - 0,5-1%-ный раствор полиакриламида (ПАА), причем углеводородно-щелочной раствор в качестве эмульгатора содержит неонол при следующем соотношении компонентов, мас.%: 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла - 11-15, неонол - 1,5-2,5, метанол - 1-2 и углеводородный растворитель - остальное.

Указанная задача осуществляется также тем, что 3-15%-ный раствор ТПФН перед закачкой в призабойную зону продуктивного пласта предварительно выдерживают в скважине под давлением в течение 16-32 ч.

Также тем, что в скважине после закачки 0,5-1%-ного раствора ПАА повышают давление и создают репрессию на продуктивный пласт 0,5-2 МПа.

Также тем, что 3-15%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор и 0,5-1%-ный раствор ПАА закачивают в следующих количествах на 1 п.м перфорированной мощности продуктивного пласта: 0,5-1, 1-5 и 3-6 м³ соответственно.

Также тем, что 0,5-1%-ный раствор ПАА продавливают в призабойную зону продуктивного пласта пластовой водой.

Способ обработки продуктивного пласта осуществляется следующим образом.

Готовят 3-15%-ный раствор ТПФН и углеводородно-щелочной раствор, содержащий 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла, неонол, метанол и углеводородный растворитель, а также 0,5-1%-ный раствор ПАА, в количестве на 1 п.м перфорированной мощности пласта 0,5-1, 1-5 и 3-6 м³ соответственно.

Затем в скважину последовательно закачивают раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор и раствор ПАА и продавливают их пластовой водой в призабойную зону продуктивного пласта. Для продавливания растворов в скважине повышают давление и создают небольшую репрессию на пласт. Репрессию на пласт поддерживают в течение всего времени продавки на уровне 0,5-2 МПа.

При отсутствии первоначальной приемистости после закачки обрабатывающих растворов скважину выдерживают под давлением в течение 16-32 ч. В это время раствор ТПФН находится в интервале продуктивного пласта.

За счет предварительной закачки раствора ТПФН происходит очистка пор продуктивного пласта от нефтепродуктов, бурового фильтрата и прочих химических реагентов, проникших в пласт при бурении или ремонте. После выдержки скважины под давлением в течение 16-32 ч появляется начальная приемистость и раствор ТПФН постепенно все глубже и глубже проникает в продуктивный пласт, адсорбируясь на поверхности пор продуктивного пласта в виде малопроницаемой пленки.

В продуктивный пласт вслед за раствором ТПФН под избыточным давлением, действующим в скважине, постепенно продавливается находящийся в скважине углеводородно-щелочной раствор. Время продавки неограниченно, так как коррозии оборудования не возникает.

В предлагаемом способе полностью исключается проникновение в пласт продавочной жидкости, так как за раствором ТПФН сразу в пласт проникает углеводородно-щелочной раствор, который эффективно воздействует на призабойную зону при высокой температуре, которая имеет место в глубоко- залегающих пластах. Медленно проходящие химические реакции позволяют компонентам растворов проникать далеко в глубь пласта. Этому способствует и образовавшаяся на порах пласта пленка ТПФН, препятствующая взаимодействию компонентов углеводородно-щелочного раствора с породами пласта.

Так как скорость реакции состава с породами пласта невысокая и он практически не вызывает коррозию оборудования по сравнению с глино-кислотным раствором по прототипу, его можно оставлять в пласте на неопределенно долгое время (24-48 ч и более). Чем выше температура в пласте, тем углеводородно-щелочной состав активнее, и тем эффективнее идет восстановление проницаемости продуктивного пласта.

После продавливания в продуктивный пласт всего количества углеводородно-щелочного раствора проницаемость пласта восстанавливается, как показали эксперименты, полностью и даже несколько увеличивается за счет взаимодействия раствора с каркасом породы.

Закачиваемый после углеводородно-щелочного раствора раствор ПАА не позволяет проникать далеко в глубь пласта продавочной жидкости, в качестве которой используют пластовую воду, и тем самым предотвращает снижение восстановленной проницаемости. Кроме того, закачиваемый раствор ПАА будет блокировать находящиеся в наиболее проницаемых пропластках пластовые воды с образованием гелеобразного раствора. Излишки ПАА, не связанные в гелеобразный раствор, будут вымываться из пор пласта излишками щелочи углеводородно-щелочного раствора и восстанавливать проницаемость пласта в пропластках, в которых находится нефть, способствуя ее беспрепятственному поступлению в скважину.

Способ был опробован на скважинах различных месторождений.

Пример 1. Скважина N 2 Ясиновского месторождения глубиной 3800 м и с температурой 115-120^oC прекратила фонтанировать в сентябре 1996 г. Перед переводом на насосную откачку скважина была обработана по предлагаемому способу. Были приготовлены 3%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор, содержащий, мас. %: 30%-ный раствор гидроокиси едкого калия - 11, неонол - 1,5, метанол - 1 и углеводородный растворитель - нефть - остальное, и 0,5%-ный раствор ПАА в количествах соответственно 0,5, 1 и 3 м³ на 1 п.м перфорированной мощности пласта. Указанные растворы закачали в скважину в указанной выше последовательности и выдержали под давлением 0,5 МПа в течение 32 ч. В результате обработки скважина стала фонтанировать вновь и ее дебит возрос до 5 т/сут.

Пример 2. Скважина N 173 Рыбальского месторождения. После выхода из бурения проводилась изоляция по горизонту L1t и она возвращена на горизонт В-23, глубина 3500 м и температура 115-120^oC. Приток по скважине отсутствовал, приемистость тоже. На скважине была проведена обработка по предлагаемой технологии. Для этого были приготовлены 15%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор, содержащий, мас.%: 40%-ный раствор гидроокиси едкого натрия - 15, неонол - 2,5, метанол - 2 и углеводородный растворитель - остальное, а также 1%-ный раствор ПАА в количествах соответственно 1, 5 и 6 м³ на 1 п.м перфорированной мощности пласта. Указанные растворы закачали в предлагаемой последовательности - сначала раствор ТПФН, затем углеводородно-щелочной раствор, раствор ПАА и продавочную жидкость - пластовую воду. Скважину выдержали под давлением 2 МПа в течение 16 ч. После проведения этих работ и ввода скважины в эксплуатацию был получен дебит 20 т/сут.

Пример 3. Скважина N 20 Западно-Козиевского месторождения глубиной 4100 м и температурой 115-120^oC из-за плохой гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной практически в эксплуатации не участвовала. На скважине была приведена обработка по предлагаемому способу. Для этого были приготовлены 10%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор, содержащий, мас. %: 35%-ный раствор гидроокиси едкого натрия - 12, неонол - 2, метанол - 1,5 и углеводородный растворитель - остальное, а также 1%-ный раствор ПАА в количествах соответственно 0,5, 3 и 4 м³ на 1 п.м перфорированного пласта. Указанные растворы закачали в скважину в предлагаемой последовательности и под небольшим избыточным давлением - 0,5 МПа закачали в продуктивный пласт. В результате обработки получен приток нефти 7 т/сут.

Во всех скважинах при вводе их в эксплуатацию не было отмечено поступление пластовых вод. Обработка призабойной зоны продуктивного пласта по изобретению может проводиться без переоборудования существующих скважин, так как нет коррозионного воздействия на это оборудование. Кроме того, обработка более эффективна, поскольку значительно снижаются давления закачки и увеличивается глубина обработки продуктивного пласта.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта, сложенного плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах, добывающих высоковязкую нефть. Способ включает закачку сначала 3 - 15%-ного раствора триполифосфата натрия (ТПФН), затем углеводородно-щелочного раствора, содержащего 30 - 40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла - 11 - 15 мас.%, неонол - 1,5 - 2,5 мас.%, метанол 1 - 2 мас.%, углеводородный растворитель - остальное, после чего закачивают 0,5 - 1%-ный раствор полиакриламида (ПАА). Раствор ТПФН перед закачкой в призабойную зону выдерживают в скважине под давлением в течение 16 - 32 ч. После закачки раствора ПАА в скважине повышают давление и создают репрессию на продуктивный пласт 0,5 - 2 МПа. Растворы ТПФН, углеводородно-щелочной и полиакриламида закачивают в следующих количествах на 1 п.м. перфорированной мощности продуктивного пласта: 0,5 - 1, 1 - 5 и 3 - 6 м³ соответственно. Раствор ПАА продавливают в призабойную зону пластовой водой. Технический результат: снижение коррозионной активности воздействия используемых растворов, увеличение глубины закачки и снижение давлений закачки. 4 з.п. ф-лы.

1. Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий закачку в призабойную зону продуктивного пласта углеводородно-щелочного раствора, содержащего 30 - 40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла, эмульгатор, метанол и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что перед закачкой углеводородно-щелочного раствора в призабойную зону продуктивного пласта закачивают 3 - 15%-ный раствор триполифосфата натрия (ТПФН), а после углеводородно-щелочного раствора - 0,5 - 1,0%-ный раствор полиакриламида (ПАА), причем углеводородно-щелочной раствор в качестве эмульгатора содержит неонол при следующем соотношении компонентов, мас.%:
30 - 40%-ный Раствор гидроокиси щелочного металла - 11 - 15
Неонол - 1,5 - 2,5
Метанол - 1 - 2
Углеводородный растворитель - Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что 3 - 15%-ный раствор ТПФН перед закачкой в призабойную зону продуктивного пласта предварительно выдерживают в скважине под давлением в течение 16 - 32 ч. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в скважине после закачки 0,5 - 1,0%-ного раствора ПАА повышают давление и создают репрессию на продуктивный пласт 0,5 - 2,0 МПа. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что 3 - 15%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор и 0,5 - 1,0%-ный раствор ПАА закачивают в следующих количествах на погонную длину 1 м перфорированной мощности продуктивного пласта: 0,5 - 1,0; 1 - 5 и 3 - 6 м³ соответственно. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что 0,5 - 1,0%-ный раствор ПАА продавливают в призабойную зону продуктивного пласта пластовой водой.