СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2002 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от кольматанта и асфальтосмолопарафиновых отложений.

Известен способ очистки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в ПЗП газовыделяющего раствора и водного раствора соляной кислоты, образующих в результате реакции двуокись углерода, технологическую выдержку на реакцию, сброс давления на забое скважины (1).

В известном способе эффект от проведенной обработки получается от температуры, выделяющейся в процессе реакции. При этом крайне затруднительно осуществлять регулирование распределения температуры по обрабатываемому участку.

Способ значительно трудоемок в осуществлении и регулировании процесса ввиду протекания реакции в 2 этапа.

Высокие давления (до 20 МПа), генерируемые в процессе реакции, опасны с точки зрения техники безопасности.

Цель изобретения - повышение эффективности способа и безопасности его проведения.

Цель достигается тем, что в способе, включающем последовательную закачку в ПЗП газовыделяющего раствора и водного раствора соляной кислоты, образующих в результате реакции двуокись углерода, технологическую выдержку на реакцию и сброс давления на забое скважины, в качестве газовыделяющего раствора в ПЗП закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты, после технологической выдержки на забое скважины создают давление, соответствующее сверхкритическому состоянию углекислого газа, с последующим сбросом давления на забое.

Углекислый газ (СО₂) при определенных значениях температуры и давления переходит в новое фазовое состояние. Свойство газа, приобретаемое при этом переходе, характеризуется значительными флуктуациями плотности, при том, что вязкость его остается прежней. Двуокись углерода приобретает свойство сильного растворителя.

При этом появляется возможность использовать такое состояние и свойство двуокиси углерода в процессах суффозии (вымывания) отложений из пористой среды ПЗП, в частности в процессах очистки призабойной зоны пласта от кольматанта и асфальтосмолопарафиновых отложений.

Минимальное значение давления и температуры (критическая точка), необходимые для того, чтобы газ перешел в сверхкритическое состояние, составляет 31^oС и 7,5 МПа (2).

Известно, что двуокись углерода можно генерировать непосредственно в пластовых условиях.

В результате химической реакции между закачиваемыми в ПЗП водными растворами средней соли угольной кислоты и соляной кислоты образуется СO₂. В качестве средней соли угольной кислоты могут быть использованы, например, карбонат кальция СаСО₃ или карбонат натрия Na₂CO₃.

Были проведены лабораторные исследования влияния генерируемого в пластовых условиях углекислого газа при различных уровнях давления на процесс очистки призабойной зоны пласта.

На фиг.1 изображена схема фильтрационной модели пласта.

Модель состоит из вакуумной линии 1, колонки с двухслойной моделью пористой среды 2, кожуха колонки 3, образцовых манометров 4, вентилей 5, бомбы PVT 6, кожуха бомбы 7, разделительного поршня бомбы PVT 8, бочки для продавочной жидкости 9, распределительного манифольда 10, дозаторного насоса 11, ультратермостата 12, датчиков давления 13, самописцев 14, регулятора давления15, мензурки 16.

Насыпная модель пористой среды приготавливалась методом вибрационной набивки стальной колонки диаметром 0,032 м и длиной 1,0 м. Часть пористой среды составлялась из кварцевого песка (90%) и монтмориллонитовой глины (10%), а начальный участок (1/3 объема) набивался из смеси кварцевого песка и кварцевой пыли.

В качестве модели нефти использовалось трансформаторное масло. Опыты производились с термостатированием системы при температуре 32^oС. Качественная оценка гидродинамического состояния системы после очистки осуществлялась путем снятия кривых восстановления давления (КВД). На всех этапах эксперимента КВД снималась при перепаде давления ΔP = 2,0 МПа (Р_вход=10,0МПа; Р_вых= 8,0МПа).

После обвязки экспериментальной установки и насыщения ее трансформаторным маслом снималась фоновая КВД на незагрязненном начальном участке пористой среды (фиг.2, кривая 1). Затем производилось искусственное загрязнение начального участка пористой среды асфальтосмолопарафинистой нефтью (30%) в объеме, равном 0,3 объема пор модели. Вновь производилось снятие КВД (фиг.2, кривая 2).

С целью очистки зоны начального участка на вход модели последовательно закачивали порцию 15%-го водного раствора карбоната натрия и 12%-го водного раствора соляной кислоты в равных объемах. Под давлением закачки систему оставляли на реагирование (технологическая выдержка). После технологической выдержки на реагирование в системе создавали давление до определенного уровня (4 серии опытов) - P_1вx=7,0 МПа; Р_2вх=8,0 МПа; Р_звх=9,0 МПа; Р_4вх= 10МПа.

В каждом опыте при фиксации падения давления давление на входе в модель сбрасывали до атмосферного и мензуркой производился замер выносимого объема.

Затем с целью оценки гидродинамического состояния системы после очистки и для сопоставления результатов опытов после каждого из четырех опытов снималась КВД (ΔP = 2,0 МПа; Р_вход= 10МПа; Р_вых= 8 МПа; фиг.2, кривые 4,5,6,7).

Для опыта: Р_1вх - кривая 7; Р_2вх - кривая 6; Р_3вх - кривая 5; Р_4вх - кривая 4.

Для сравнения на вход загрязненной модели закачали порцию 12%-го раствора соляной кислоты. После технологической выдержки создали в системе давление 10,0 МПа, и при фиксации падения давления в системе на входе в модель давление сбросили до атмосферного.

После этого осуществлялось снятие КВД при ΔP = 2,0 МПа; Р_вход=10,0 МПа; Р_вых=8,0 МПа (фиг.2, кривая 3).

На фиг. 2 проиллюстрирована серия экспериментальных КВД (Р₁ - изменение выходного давления). Как видно из результатов эксперимента, время восстановления давления после обработки загрязненной модели пласта СО₂-генерирующими растворами различно, в зависимости от уровня давления, создаваемого на входе модели после технологической выдержки.

При этом очевидно, что время восстановления давления после обработки среды соляной кислотой меньше, чем на загрязненной среде, однако значительно больше времени восстановления давления после обработки модели СО₂ - генерирующими растворами.

Для сравнения результатов КВД при обработке пористой среды СО₂-генерирующими растворами на фиг.3 показана зависимость темпа изменения давления от уровня давления, создаваемого после технологической выдержки. Как видно из кривой, наибольший темп восстановления давления наблюдается при давлении на входе Р_2вх=8,0 МПа.

Таким образом, термобарические условия проявления сверхкритических свойств СО₂ существенно влияют на гидродинамические характеристики пористой среды.

Способ на скважине осуществляется в следующей последовательности.

На растворном узле или устье скважины готовят соответствующие объемы водных растворов средней соли угольной кислоты и кислотного раствора.

Водный раствор средней соли угольной кислоты, например Nа₂СО₃, посредством насосного агрегата нагнетается при закрытом затрубном пространстве в насосно-компрессорные трубы (НКТ), башмак которых устанавливается у верхних дыр фильтра. Затем в скважину закачивают буферную жидкость, например воду и водный раствор соляной кислоты. Закаченнные растворы проталкиваются в призабойную зону водой, и скважина оставляется в состоянии покоя при давлении нагнетания (технологическая выдержка).

Технологическую выдержку считают законченной после фиксирования по показанию устьевого манометра начала падения, возросшего в ходе внутрипластовой реакции давления.

После технологической выдержки на забое скважины создают давление, соответствующее сверхкритическому состоянию двуокиси углерода (минимальное - 7,5 МПа).

Фиксируют изменение давления на устье скважины и при его снижении резко сбрасывают давление на устье, тем самым сбрасывают давление на забое, вызывая вынос продуктов отложения из призабойной зоны в скважину.

Источники информации
1. Патент РФ 2068086 Е 21 В 43/27, 1996.

2. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А. и др. Химические реагенты для добычи нефти. Справочник рабочего. М.: Недра, 1986, с. 207.

Способ относится к нефтяной промышленности, в частности к способам очистки призабойной зоны пласта от кольматанта и асфальтосмолопарафиновых отложений. Техническим результатом является повышение эффективности очистки и безопасности работ. В способе очистки призабойной зоны пласта, включающем последовательную закачку в призабойную зону пласта газовыделяющего раствора и водного раствора соляной кислоты, образующих в результате реакции двуокись углерода, технологическую выдержку на реакцию и сброс давления на забое скважины, в качестве газовыделяющего раствора в призабойную зону пласта закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты, после технологической выдержки на забое скважины создают давление, соответствующее сверхкритическому состоянию двуокиси углерода, с последующим сбросом давления на забое скважины. 3 ил.

Способ очистки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта газовыделяющего раствора и водного раствора соляной кислоты, образующих в результате реакции двуокись углерода, технологическую выдержку на реакцию и сброс давления на забое скважины, отличающийся тем, что в качестве газовыделяющего раствора в призабойную зону пласта закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты, после технологической выдержки на забое скважины создают давление, соответствующее сверхкритическому состоянию двуокиси углерода, с последующим сбросом давления на забое скважины.