СПОСОБ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации притока углеводородов.

Известны способы интенсификации притоков нефти и газа соляно-кислотной обработкой прискважинной зоны пласта (ПЗП), основанные на закачке в пласт соляно-кислотных растворов определенной концентрации [Шалимов В.П., Путилов М. Ф. , Уголев B.C., Южанинов П.М. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М. : ВНИИОЭНГ, 1974], [Минеев В.П., Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. - М., 1981, с.183-207].

Недостатком данных способов является то, что наибольшая эффективность от их применения достигается только в карбонатных коллекторах.

Наиболее близким техническим решением является способ химической обработки ПЗП для интенсификации притока углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, соджержащего водный раствор кислоты с добавкой неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, выдержку рабочего агента в пласте в течение 12 часов и освоение скважины (патент РФ 2140531, Е 21 В 43/22, 27.10.1999).

Задача изобретения состоит в повышении эффективности работ по воздействию на ПЗП и увеличении производительности скважин.

Технический результат изобретения заключается в разработке способа химического воздействия на прискважинную зону пласта, вскрытого на полимерных или полимерглинистых растворах, с целью деблокации ПЗП от их фильтратов и повышения эффективности работ по восстановлению естественных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов и интенсификации притоков углеводородов.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в способе химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающем закачку в пласт рабочего агента - водного раствора окислителя с добавкой неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, выдержку рабочего агента в пласте в течение 12 часов и освоение скважины, в качестве окислителя используют гипохлорит кальция Са(СlO)₂ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Гипохлорит кальция Са(СlO)₂ - 10
НПАВ - 0,03
Вода - Остальное
а выдержку рабочего агента в пласте производят под давлением закачки.

При первичном вскрытии продуктивных нефтегазоносных пластов в настоящее время часто используются глинистые растворы, обработанные полимерами, или безглинистые буровые растворы на полимерной основе. Применение подобных растворов увеличивает скорость бурения и повышает устойчивость стенок скважины, но ухудшает фильтрационную характеристику коллектора.

Анализ применения полимерных растворов при вскрытии продуктивных пластов показал, что продуктивность скважин, вскрывших коллекторы на глинистых растворах, обработанных полимерами, ниже, чем скважин, пробуренных без применения полимерных реагентов [Поп Г.С., Кучеровский В.М., Гереш Н.П. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов газоконденсатных месторождений. //Обз. инф. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ "Газпром", 1995].

Были выполнены исследования по совместимости фильтрата бурового раствора (ФБР) с традиционными реагентами, используемыми для интенсификации притоков углеводородов, которые дали отрицательные результаты. Качественный анализ представлен в табл.1.

Наличие большого количества осадка говорит о несовместимости фильтрата с реагентами (обработка ПЗП соляной кислотой, синтетической виноградной кислотой (СВК), щелочью и др. результата не дает), поэтому для интенсификации притоков углеводородов из пластов, вскрытых на полимерных или полимерглинистых растворах, были применены водные растворы гипохлорита кальция Са(СlO)₂, являющиеся сильными окислителями.

Лабораторные исследования по взаимодействию специальных химреагентов с полимерглинистыми образованиями выполнены в следующей последовательности. Сначала оценивали растворяющую способность химреагентов по времени разрушения твердой составляющей бурового раствора (полимер+глина) в нормальных условиях. Затем в условиях, приближенных к пластовым, выполнили фильтрационные исследования. Вначале определили коэффициент проницаемости по воздуху для реального керна с различных месторождений Западной Сибири. Смоделировав остаточную водонасыщенность прокачкой через водонасыщенный образец керна керосина, определили проницаемость керна по керосину (K₁). Перевернув образец, продавили через него водный раствор полимера (седипура) - два объема образца. Определили проницаемость по керосину (К₂).

Далее в образец нагнетали водный раствор гипохлорита кальция с НПАВ в объеме, равном 2-4 объемам перового пространства. Раствор выдерживали в керне от 1 до 18 часов и вновь прокачивали керосин до стабилизации расхода. Определяли проницаемость по керосину после обработки (К₃).

Эффективность обработки оценивалась по степени восстановления проницаемости η относительно первоначальной

Результаты лабораторных экспериментов по изучению влияния полимеров на проницаемость кернов и ее восстановление гипохлоритом кальция Ca(ClO)₂ представлены в табл.2.

Результаты лабораторных исследований показали, что проницаемость кернов по керосину после обработки их полимерразрушающим реагентом на основе гипохлорита кальция Са(СlO)₂ восстанавливается в среднем примерно на 40% (по пяти определениям), в единичных случаях до 70% (от первоначальной). Использование раствора гипохлорита кальция концентрации менее 10% дает худшие результаты восстановления проницаемости, а при концентрации гипохлорита кальция Са(СlO)₂ более 10% существенного увеличения проницаемости не происходит.

Технология проведения работ на скважине заключается в следующем.

Перед проведением работ допускают насосно-компрессорные трубы НКТ до нижних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта и производят прямую промывку в полуторакратном объеме скважины. Затем через НКТ закачивают в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10% водный раствор гипохлорита кальция Са(СlO)₂ с добавкой 0,03% НПАВ (дисолвана) в объеме 0,5 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта. После выдержки закачанного раствора в пласте под давлением закачки в течение 12 часов скважину осваивают.

Использование предлагаемого изобретения позволит частично деблокировать ПЗП от проникшего фильтрата полимерного или полимерглинистого бурового раствора, восстановить фильтрационную характеристику пласта и увеличить производительность скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока углеводородов. Технический результат заключается в разработке способа химической обработки прискважинной зоны пласта ПЗП, вскрытого на полимерных или полимерглинистых растворах, с целью деблокации ПЗП от их фильтратов и повышения эффективности работ по восстановлению естественных фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и интенсификации притока углеводородов. В способе химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающем закачку в пласт рабочего агента - водного раствора окислителя с добавкой неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), выдержку рабочего агента в пласте в течение 12 ч и освоение скважины, в качестве окислителя используют гипохлорит кальция Ca(ClO)₂ при следующем соотношении компонентов, мас.%: гипохлорит кальция Ca(ClO)₂ 10, НПАВ 0,03, вода - остальное, а выдержку рабочего агента в пласте производят под давлением закачки. 2 табл.

Способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента - водного раствора окислителя с добавкой неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), выдержку рабочего агента в пласте в течение 12 ч и освоение скважины, отличающийся тем, что в качестве окислителя используют гипохлорит кальция Са(СlO)₂ при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Гипохлорит кальция Са(СlO)₂ - 10
НПАВ - 0,03
Вода - Остальное
а выдержку рабочего агента в пласте производят под давлением закачки.