СПОСОБ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/02 E21B43/11 E21B43/12 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при различного рода воздействиях на пласт при эксплуатации скважины и, в частности, при ее перфорации, глушении и пр.

Известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины при ее глушении с использованием жидкостей глушения на основе водных растворов минеральных солей (NaCl, CaCl₂, MgCl₂, CaBr₂, ZnBr₂), применяемых по отдельности или в виде их смеси (в одном или нескольких видах) [1]. Этот способ до настоящего времени остается основным в отечественной практике.

Однако применение его на скважинах приводит к увеличению сроков освоения скважин в послеремонтный период и снижению их дебитов в связи с неудовлетворительными результатами сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

Это объясняется тем, что жидкость глушения проникает в призабойную зону пласта. Эта глубина в зависимости от проницаемости отдельных зон пласта и депрессии на пласт меняется от нескольких сантиметров до нескольких метров. Особенно глубоко жидкость глушения проникает в низкопроницаемые зоны пласта. За счет увеличения капиллярного давления (P_δ) в порах малого диаметра жидкость будет подниматься по капилляру до тех пор, пока капиллярное давление (P_δ) не уравновесится гидростатическим давлением столба поднявшейся жидкости, т. е. P_δ = H(ρ₁-ρ₂)g, где H - высота подъема жидкости глушения; ρ₁-ρ₂ - плотность жидкости глушения и нефти; g - ускорение силы тяжести.

В призабойной зоне пласта скважины (ее приствольной части) образуется водонасыщенная зона. Это объясняется тем, что коллектор пласта - гидрофильный. В результате этого вода удерживается в пласте капиллярными силами и блокирует выход нефти из пласта в скважину.

Известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины путем снижения пластового давления в ней на 5 - 10% ниже гидростатического и последующего заполнения ее пластовой водой [2].

Недостатком этого способа является большая потеря добычи нефти за весь период снижения пластового давления на участке разработки не только из данной скважины, но и из остальных нефтедобывающих скважин, расположенных на указанном участке разработки.

Это связно с тем, что, несмотря на сохраняющуюся неизменной продуктивность пласта, дебиты скважин снижаются за счет уменьшения депрессии между пластом и призабойной зоной скважины (из-за снижения пластового давления), а давление в призабойной зоне у ствола скважины сохраняют постоянным во избежание разгазирования нефти.

Вторым недостатком этого способа является тот факт, что при его применении сохраняется впитывание воды за счет капиллярных сил в нефтенасыщенную зону пласта с такой же интенсивностью, как и в случае глушения скважины водными растворами, содержащими водорастворимые соли.

Впитавшаяся в призабойную зону скважины пластовая вода будет удерживаться в пласте капиллярными силами и блокировать выход нефти в скважину.

Известен способ сохранения коллекторских свойств пласта нефтедобывающей скважины путем воздействия на пласт водными растворами солей с добавками поверхностно-активных веществ марки ИВВ-1 [3].

С применением этого способа продолжительность вывода скважин на режим после воздействия на пласт сокращают с 2 - 7 дней (по стандартной технологии) до 1 - 2 дней. При этом продуктивность пласта и дебит скважин не уменьшаются.

Это объясняется тем, что межфазное натяжение при контакте водных растворов солей, содержащих ИВВ-1, с нефтью снижается в несколько раз в сравнении со случаем, когда данное поверхностно-активное вещество не применяют.

Недостатком этого способа является то, что с его применением проявляется высаливающая способность высококонцентрированных водных растворов солей к поверхностно-активному веществу. Это свойство усиливается с повышением температуры пласта выше 60^oC. При пластовых температурах выше 60^oC применение ИВВ-1 в жидкостях глушения не эффективно.

Вторым недостатком известного способа является потеря поверхностно-активного вещества в стволе скважины за счет его растворения в пластовой воде, сконцентрированной в районе от подвески насоса до забоя скважины, в результате чего значительная часть поверхностно-активного вещества не доходит до пласта, а значит не используется.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, включающий закачку в скважину против пласта порции обратной эмульсии на углеводородной и водной основах, последняя из которых содержит поверхностно-активное вещество и водорастворимую соль одного или нескольких видов, закачку в скважину над порцией обратной эмульсии технологической жидкости на основе водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов и воздействие на пласт [4].

Данный способ основан на комбинированном применении обратной эмульсии и раствора соли.

Способ исключает контакт водного раствора соли с продуктивным пластом и уже в меньшей мере снижает дебит скважин по нефти в сравнении с периодом воздействия на пласт.

Недостатком этого способа является то, что с его применением проявляется закрепляющая способность эмульсии по удерживанию капиллярно-защемленной воды в гидрофильных коллекторах, впитавшейся со стороны ствола скважины в пористую среду призабойной зоны пласта, которая блокирует приток нефти в скважину из нефтенасыщенных низкопроницаемых зон пласта.

Это связано с попаданием в призабойную зону пласта маслорастворимых поверхностно-активных веществ (именно этот тип поверхностно-активных веществ предусматривает известный способ), фильтратов обратных эмульсий или самих эмульсий, вязкость которых возрастает за счет увеличения количества воды в эмульсии при их контакте с защемленной водой в гидрофильных коллекторах.

Недостатком способа является также возможность проникновения раствора соли в поровое пространство призабойной зоны пласта, выделяющейся из обратной эмульсии, за счет возрастающей степени коалесценции глобул водной фазы при повышенных температурах прискважинной зоны пласта. Это ведет к значительному снижению проницаемости призабойной зоны.

Это связано с тем, что при повышенных температурах в прискважинной зоне пласта из обратной эмульсии (нефть - водный раствор соли - маслорастворимые ПАВ) за счет возрастающей степени коалесценции глобул водной фазы выделяется свободная минерализованная вода, в которой отсутствуют водорастворимые поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение при контакте воды с нефтью. Выделившаяся минерализованная вода впитывается в гидрофильный пласт и тем самым снижает проницаемость призабойной зоны пласта.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сохранения коллекторских свойств пласта нефтедобывающей скважины за счет исключения вредного блокирующего влияния на пласт жидкостей, в среде которых осуществляют воздействие на пласт, и увеличение добычи нефти.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, включающему закачку в зону пласта порции обратной эмульсии на углеводородной и водной основах, последняя из которых содержит поверхностно-активное вещество и водорастворимую соль одного или нескольких видов, закачку в скважину над порцией обратной эмульсии технологической жидкости на основе водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов и воздействие на пласт, согласно изобретению в качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с плотностью, превышающей плотность пластовой жидкости, содержащую водорастворимое поверхностно-активное вещество катионоактивного типа в количестве, обеспечивающем понижение межфазного натяжения на контакте водного раствора соли с углеводородом в стволе скважины и нефтью призабойной зоны, при этом порцию обратной эмульсии готовят при соотношении углеводорода и водной основы в пределах (0,5:1) - (1:1) и с плотностью водной основы, превышающей плотность технологической жидкости, а закачку технологической жидкости осуществляют после выдержки обратной эмульсии в скважине в течение времени не менее 12 ч, при этом углеводородную основу обратной эмульсии и нефть из скважины вытесняют.

В качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества катионоактивного типа применяют хлорид алкилтриметиламмония ("ДОН-96", ТУ N 2482-010-047695-97).

Поверхностно-активное вещество применяют в количестве 0,09 - 1,0 мас.% по активному веществу.

В качестве углеводородной основы применяют нефть, газоконденсат, дизтопливо, керосин, дистиллят, широкую фракцию легких углеводородов, применяемых по отдельности в различных сочетаниях между собой.

При воздействии на пласт перфорацией высоту столба технологической жидкости и ее плотность принимают с учетом мощности заряда перфоратора.

При глушении пласта на время передачи скважины в эксплуатацию или ее ремонта в скважину закачивают технологическую жидкость до устья.

Плотность технологической жидкости принимают с учетом пластового давления.

При обработке пласта карбонатного типа в качестве обратной эмульсии применяют эмульсию, содержащую кислоту, например соляную, или смесь кислот.

При обработке пласта терригенного типа в качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с добавками раствора гидрофобизатора, например, на водной или углеводородной основах.

При снижении уровня технологической жидкости скважину доливают с устья водным раствором водорастворимой соли одного или нескольких видов и с плотностью, равной плотности водного раствора солей, выделившихся из обратной эмульсии.

При несовместимости водорастворимых солей в технологической жидкости и/или в обратной эмульсии с водорастворимыми солями пластовой воды в обратную эмульсию вводят солеотложения, например СНПХ-5301-М (ТУ N 39-05765670-141-92).

Сущность предложенного изобретения заключается в том, что в течение всего периода эксплуатации скважину в зоне продуктивного пласта многократно подвергают различным технологическим воздействиям, которые осуществляют в основном с использованием жидкости на водной основе.

Это приводит к снижению дебитов скважин по нефти, росту обводненности добываемой продукции и длительным срокам освоения скважин.

Принципиальное отличие изобретения от известных решений заключается в том, что воздействие на пласт осуществляют в среде углеводородной жидкости на водной основе, содержащей поверхностно-активное вещество, которое, в свою очередь, обладает способностью растворяться в солевых растворах.

Способ по изобретению сохраняет эффективность при использовании растворов солей высокой концентрации (до 400 г/л и выше) и температуре в скважине выше 100^oC.

Способ предотвращает снижение плотности жидкости в стволе скважины за счет возможности удаления из ствола легкой углеводородной основы и нефти, чем обеспечивает, например, надежность глушения скважины или безопасность работ при проведении других воздействий на призабойную зону скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале приготавливают первую порцию жидкости на основе водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов и водорастворимого поверхностно-активного вещества катионоактивного типа.

Следующей стадией технологического процесса является приготовление обратной эмульсии на основе углеводорода и ранее приготовленной первой порции жидкости в заданном соотношении (например, 1:1).

Закачивают в скважину против пласта порцию обратной эмульсии и выдерживают скважину не менее 12 ч до расслоения обратной эмульсии на составляющие ее фазы.

Затем в скважину над порцией обратной эмульсии закачивают технологическую жидкость в виде водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов (с вытеснением из скважины углеводородной основы обратной эмульсии и нефти) и воздействуют на пласт.

Воздействие на пласт осуществляют, например, перфорацией пласта, гидроимпульсным воздействием (для стимуляции притоков нефти), глушением этого пласта (например, на время проведения ремонтов скважины) и пр.

Пример конкретного выполнения.

Геолого-технические данные по скважине:
Диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм.

Интервал-перфорации - 2291,2 - 2391,6 м.

Текущий забой - 2340 м.

Объем эксплуатационной колонны - 39,2 м³.

Пластовое давление - 264 атм.

Плотность пластовой жидкости - 1,1 г/см³.

Технологические параметры глушения:
- закачка в скважину (в зону пласта) порции обратной эмульсии с
- водорастворимым поверхностно-активным веществом, в качестве него применяют хлорид алкилтриметиламмония в количестве 10 - 12 м³ и плотностью 1,2 г/см³,
- выдержка скважины в течение 12 ч для разрушения обратной эмульсии на углеводородную и водную части,
- закачка в скважину технологической жидкости в виде водного раствора водорастворимой соли (хлористого кальция) плотностью 1,15 г/см³ в количестве 34 - 40 м³ с вытеснением из скважины углеводородной основы и нефти.

Результат опытно-промышленного испытания технологии глушения и обработки призабойной зоны пласта.

1. Объем добычи жидкости до глушения 100 м³/сут, в т.ч.

- воды - 85 м³/сут,
- нефти - 15 м³/сут.

2. Объем добычи жидкости после глушения 124 м³/сут, в т.ч.

- воды - 105,4 м³/сут,
- нефти - 18,6 м³/сут.

Увеличение добычи нефти за 240 сут - 864 м³.

Вся полученная нефть за 240 суток является дополнительно добытой нефтью и составляет - 864 м³ или 736 т.

До глушения скважины скважину N 8684 Ловинского месторождения не могли заглушить традиционным методом.

Использованная литература:
1. Орлов Г. А. и др. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991, с. 148.

2. Патент РФ N 2096591.

3. Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. - М.: Недра, 1981, с. 45.

4. Орлов Г.А. и др. Технология глушения скважин с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды. Нефтяное хозяйство. - М.: Недра, 1992, N 8, с. 43 и 44.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при различного рода воздействиях на пласт при эксплуатации скважины и, в частности, при ее перфорации, глушении и пр. Обеспечивает повышение эффективности сохранения коллекторских свойств пласта нефтедобывающей скважины за счет исключения вредного блокирующего влияния на пласт жидкостей, в среде которых осуществляют воздействие на пласт, и увеличение добычи нефти. Сущность изобретения: по способу закачивают в скважину против пласта порцию обратной эмульсии на углеводородной и водной основах. Последняя из них содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) и водорастворимую соль одного или нескольких видов. Над порцией обратной эмульсии закачивают технологическую жидкость на основе водорастворимой соли одного или нескольких видов. Затем воздействуют на пласт. В качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с плотностью, превышающей плотность пластовой жидкости. Она содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество катионоактивного типа в количестве, обеспечивающем понижение межфазного натяжения на контакте водного солевого раствора с углеводородом в стволе скважины и нефтью призабойной зоны. Порцию обратной эмульсии готовят при соотношении углеводорода и водной основы в пределах (0,5:1)-(1:1). Плотность водного раствора поверхностно-активного вещества превышает плотность технологической жидкости. Закачку в скважину технологической жидкости осуществляют после выдержки обратной эмульсии в скважине не менее 12 ч. При этом углеводородную основу эмульсии и нефть из скважины вытесняют. 10 з.п.ф-лы.

1. Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, включающий закачку в скважину против пласта порции обратной эмульсии на углеводородной и водной основах, последняя из которых содержит поверхностно-активное вещество и водорастворимую соль одного или нескольких видов, закачку в скважину над порцией обратной эмульсии технологической жидкости в виде водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов и воздействие на пласт, отличающийся тем, что в качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с плотностью, превышающей плотность пластовой жидкости и содержащую водорастворимое поверхностно-активное вещество катионоактивного типа в количестве, обеспечивающем понижение межфазного натяжения на контакте водного раствора солей с углеводородом в стволе скважины и нефтью призабойной зоны, при этом порцию обратной эмульсии готовят при соотношении углеводорода и водной основы в пределах (0,5 : 1) - (1 : 1) и с плотностью водной основы, превышающей плотность технологической жидкости, а закачку в скважину технологической жидкости осуществляют после выдержки обратной эмульсии в скважине не менее 12 ч, при этом углеводородную основу эмульсии и нефть из скважины вытесняют. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества катионоактивного типа применяют хлорид алкилтриметиламмония. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество применяют в количестве 0,09 - 1,0 мас.% по активному веществу. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной основы применяют нефть, газоконденсат, дизтоплива, керосин, дистиллят, широкую фракцию, применяемых по отдельности или в различных сочетаниях между собой. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при воздействии на пласт перфорацией высоту столба технологической жидкости и ее плотность принимают с учетом мощности заряда перфоратора. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при глушении пласта на время передачи скважины в эксплуатацию или ее ремонта скважину заполняют технологической жидкостью до устья. 7. Способ по одному из пп.1, 5 и 6, отличающийся тем, что плотность технологической жидкости принимают с учетом пластового давления. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что при обработке пласта карбонатного типа в качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с добавками кислоты, например соляной, или смеси различных кислот. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что при обработке пласта терригенного типа в качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с добавками раствора гидрофобизатора, например, на водной или углеводородной основах. 10. Способ по п. 1 или 6, отличающийся тем, что при снижении уровня технологической жидкости скважину доливают с устья водным раствором водорастворимой соли одного или нескольких видов и с плотностью, равной плотности водного раствора солей, выделившихся из обратной эмульсии. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что при несовместимости водорастворимых солей в технологической жидкости и/или в обратной эмульсии с водорастворимыми солями пластовой воды в обратную эмульсию вводят ингибитор солеотложения, например СНПХ-5301-М.