СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2004 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам реагентной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Наибольшее применение найдет на месторождениях, где проводка скважин велась на утяжеленных баритом (сульфатом бария) глинистых растворах, а также на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и сверхглубоких скважинах.

Во время бурения скважин аномально высокие пластовые давления (АВПД), встречающиеся в осложненных геологических условиях, часто превышают гидростатическое давление бурового раствора. В этих случаях для предотвращения газоводонефтепроявлений в буровой раствор вводят специальные добавки утяжелители, увеличивающие плотность раствора. До настоящего времени по технико-экономическим соображениям в большинстве случаев применяется баритовый утяжелитель. Барит, или тяжелый шпат, в чистом виде представляет собой безводный сульфат бария с плотностью 4,6 г/см³.

При вскрытии продуктивных пластов (карбонатных, терригенных и пр.) утяжеленный глинистый раствор резко ухудшает проницаемость и продуктивность последних в результате:

- проникновения в продуктивный пласт воды, вызывающей набухание глин в коллекторах, содержащих глины;

- проникновения в пласт тонкодисперсных глинистых частиц, особенно при вскрытии трещиноватых карбонатных коллекторов;

- вытеснения в пласт фильтрата бурового раствора и образования в призабойной зоне твердой глинистой корки различной толщины.

Но основной причиной, ухудшающей фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) ПЗП при использовании утяжеленных растворов, является мелкодисперсный барит, который, обладая твердой кристаллической структурой и повышенным удельным весом, легко (особенно при отсутствии циркуляции, движения) выпадает в осадок из бурового раствора и закупоривает наиболее крупные проницаемые каналы. Барит не поддается растворению ни в какой из известных сильных кислот и очень плохо удаляется из пласта при промывке ПЗ известными реагентами даже при больших депрессиях.

Для борьбы с отрицательным влиянием кольматирующих свойств буровых растворов, в том числе и для удаления баритных образований, резко снижающих естественные ФЕС ПЗП, используются различные реагенты, составы и способы их применения.

Известны способы обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), включающие закачку активного реагента (реагентов), выдержку его для реагирования с породой пласта, удаление продуктов реакции из пласта и введение скважины в эксплуатацию (В.А. Амиян. Добыча газа. - М.: Недра, 1964, стр. 216-224; Авт. свид. СССР №1063952, кл. Е 03 В 43/15, 1982). В этих способах используются сильные минеральные кислоты или смеси кислот, таких как НСl, H₂SO₄, HF и др.

Недостатками вышеизвестных способов являются:

- невозможность растворения и извлечения из призабойной зоны пласта кольматантов буровых растворов на основе сульфата бария (барита);

- однократное использование реагентов для обработки ПЗП;

- коррозионно-агрессивное воздействие используемых реагентов на наземное и подземное оборудование;

- повышенная опасность ведения работ с точки зрения правил техники безопасности.

Наиболее близким способом к предлагаемому является способ обработки призабойной зоны пласта (Авт. свид. СССР №1838597, кл. Е 21 В 43/27, 1993 г.), включающий перед закачиванием глинокислотного раствора установку щелочно-метанольной ванны. При этом в глинокислотном растворе выдерживают следующее соотношение компонентов, мас.%:

40%-ный раствор плавиковой кислоты 10-30

Капатин КИ-1 0,4-0,3

Сульфанол 0,1-0,3

Сульфит натрия 0,05-0,2

Соляная кислота 27%-ной концентрации Остальное

а в щелочно-метанольном растворе соблюдают следующее соотношение компонентов, мас.%:

Гидроксиды щелочных металлов

10-40%-ной концентрации 5,0-10,0

Эмульгатор-стабилизатор ЭС-2 3,0-5,0

Метанол 1,0-3,0

Углеводородный растворитель Остальное

Однако использование глинокислотного раствора с установкой щелочно-метанольной ванны не позволяет выйти на проектную добычу нефти и газа, так как после реакции реагентов с породой пласта и кольматантами они утилизируются на поверхности из-за их полной непригодности для проведения повторного процесса, так как происходит необратимая реакция. Они не поддаются регенерации в промысловых условиях, что резко снижает эффективность обработок, требует бурения дополнительных скважин, что резко повышает затраты на их проведение, особенно это относится к пластам с ухудшенной проницаемостью и имеющих большую мощность залегания. Кроме того, коррозионно-агрессивное воздействие используемых сильных минеральных кислот, таких как соляная и плавиковая, на наземные агрегаты, устьевое и забойное оборудование. Даже наличие в них ингибиторов коррозии не предотвращает их агрессивного воздействия на эксплуатационную колонну и насосно-компрессорные трубы, особенно при их длительном контакте. Это может привести к аварийным ситуациям, межколонным перетокам и др., на ликвидацию которых необходимы значительные средства. Обработка призабойной зоны пласта кислотами требует особых мер предосторожности. Несоблюдение правил по технике безопасности или стечение неблагоприятных обстоятельств может привести к тяжелым последствиям - отравлениям, ожогам и даже к полной потере трудоспособности.

Основным недостатком известного способа является невозможность растворения и извлечения из призабойной зоны пласта кольматантов на основе сульфата бария (барита), имеющих твердую кристаллическую структуру и плотность до 4,6 г/см³.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в восстановлении естественной проницаемости призабойной зоны пласта.

Этот результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта ПЗП, включающем последовательную закачку щелочной буферной жидкости, активного реагента, выдержку их для реагирования с породами пласта и кольматирующими их веществами, отбор отработанного активного реагента, удаление продуктов реакции из пласта и введение скважины в эксплуатацию, процесс закачки и отбора отработанного активного реагента производят циклически до восстановления естественной проницаемости ПЗП, а в качестве активного реагента используют раствор состава, мас.%:

Трилон-Б 0,35-28

Гидроксид щелочного металла 0,05-7

Вода Остальное

Причем после отбора отработанный активный реагент регенирируют, а отношение объема щелочной буферной жидкости к объему активного реагента принимают из условия:

К=1,0-1,5.

Активный реагент, используемый в предлагаемом способе, представляет собой водный щелочной раствор азотсодержащего комплексона трилон-Б - динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. При добавлении к растворам ЭДТК щелочи, они приобретают способность образовывать с сульфатом бария растворимые комплексы, существующие только в условиях щелочной среды и разрушающиеся с выпадением осадка сульфата бария при нейтрализации свободной щелочности моечного раствора или при его подкислении. Это позволяет подвергать регенерации использованный раствор. Благодаря регенерации активного реагента появляется возможность проводить отбор и закачку активного реагента циклически до восстановления естественной проницаемости ПЗП. Щелочной раствор трилон-Б стабилен при хранении и не оказывает коррозионного воздействия на оборудование из углеродистой и нержавеющей сталей в предлагаемых концентрациях. Соотношение объемов буферной жидкости и активного реагента позволяет создать необходимую щелочную среду для образования с сульфатом бария растворимых комплексов, разрушающихся с выпадением осадка сульфата бария.

Способ осуществляется следующим образом.

Вначале производят очистку призабойной зоны пласта от посторонней жидкости (раствора, технической воды) и мехпримесей путем ее отработки на максимально возможной депрессии или продувкой природным газом от скважины-соседки или инертным газом с использованием компрессора. Затем в ПЗП последовательно закачивают расчетные объемы щелочной буферной жидкости и активного реагента, причем соотношение их объемов должно составлять k=1-1,5 соответственно. Это обусловлено тем, что при закачке буферной жидкости объемом (k менее 1,0) меньшим, чем активный реагент, по мере удаления от забоя качественная обработка глинистых частиц породы и кольматанта невозможна, так как приводит к снижению щелочности среды и снижает эффективность процесса растворения кольматантов на основе сульфата бария. Закачка буферной жидкости объемом, во многом превышающем (k более 1,5) объем активного реагента, не приводит к повышению эффективности процесса декольматации и экономически нецелесообразна.

В качестве щелочной буферной жидкости для газовых скважин можно использовать раствор, состоящий из гидроксида щелочного металла на метанольной основе, а для нефтяных - на основе растворителя углеводородов. Закачка щелочной буферной жидкости необходима для предварительной обработки ПЗП, улучшающей проницаемость коллектора, растворения смолистых образований с поверхности породы и создания щелочной среды. Так, например, обработка щелочно-метанольным раствором снижает водонасыщенность и увеличивает проницаемость заглинизированного коллектора в 1,5-5 раз, а растворитель смывает пленку нефтепродуктов, обеспечивая контакт активному реагенту непосредственно с породой и кольматантом. После закачки щелочного буферного раствора и выдержки на реакцию в течение 6-8 часов в ПЗП продавливают активный реагент, представляющий собой водный щелочной раствор азотсодержащего комплексона динатриевой соли - этилендиаминтетрауксусной кислоты

при следующем соотношении, мас.%:

Трилон-Б 0,35-28

Гидроксид щелочного металла 0,05-7

Вода Остальное

В таблице приведены результаты обработки осадка сульфата бария растворами трилона-Б с различной концентрацией щелочи.

При содержании в растворе трилона-Б менее 0,35 растворимость сульфата бария снижается, возникает необходимость увеличения объемов промывочных растворов, при этом возрастают эксплуатационные затраты на проведение процесса. Содержание в растворе трилона-Б более 28,00 экономически и технологически неэффективно, так как при этом количество растворяющегося сульфата бария увеличивается весьма незначительно и возникают сложности при приготовлении растворов такой концентрации, к тому же при соответствующей концентрации растворов по щелочи требуются дополнительные затраты при регенерации.

При содержании щелочи менее 0,05 в растворе падает растворяющая способность раствора, а при содержании в растворе щелочи более 7 - также падает растворяющая способность способа.

Состав готовят растворением расчетного количества гидроокиси щелочного металла в воде. Далее в полученный раствор вводят расчетное количество трилона-Б и перемешивают раствор до полного растворения трилона-Б. Полученный таким образом раствор способен переводить баритовые осадки в растворенное состояние вследствие процессов комплексообразования.

После выдержки активного реагента вышеуказанного состава в ПЗП в течение 8-12 часов его извлекают вместе с растворенными сульфатными соединениями барита на поверхность и регенерируют в промысловых условиях.

Регенерация использованного раствора осуществляется путем его обработки при интенсивном перемешивании добавками концентрированной соляной кислоты до достижения рН среды 7-8. При этом происходит выпадение из раствора и осаждение кристаллического сульфата бария. Раствор через 1 час отстоя после обработки отделяют от осадка и после добавления гидроокиси щелочного металла до требуемых значений готов для повторного использования.

После регенерации раствор вновь закачивают в ПЗП, выдерживают на реакцию и вновь извлекают на поверхность для последующей регенерации.

Процесс закачки и отбора отработанного активного реагента производят циклически до восстановления проницаемости ПЗП, о чем судят по результатам газогидродинамических исследований для газовой и гидродинамических для нефтяной скважины, например по кривой восстановления давления, коэффициенту продуктивности или по коэффициентам фильтрационного сопротивления.

После окончания обработки ПЗП вышеизложенным способом скважину тщательно продувают для удаления продуктов реакции из пласта и вводят скважину в эксплуатацию.

Эффективность способа резко возрастает при обработке ПЗП, представленных карбонатными породами или же имеющих карбонатный цемент, так как активный реагент, помимо сульфата бария, в растворенное состояние переводит CaSO₄ и СаСО₃.

Пример. Скважина эксплуатационная газовая. Интервал перфорации: 3462-3447 м (вскрытая мощность - 15 м). Эксплуатационная колонна - 168 м. НКТ 89 мм спущены на глубину 3460 м. Объем одного метра погонного внутренней части колонны, за вычетом стенок НКТ, равен 15,51 л/м, внутренний объем НКТ равен 4,53 л/м, объем затрубного пространства 10,98 л/м. Продуктивный горизонт представлен карбонатными породами с переслаиванием известняка и глин. Пластовое давление 42,0 МПа, устьевое 35,5 МПа. Пластовая температура Т_пл = 105,0°С. Проектный дебит скважины - 600 тыс. м³/сут. Рабочий дебит при давлении на головке 12,5 МПа составлял 125,0 тыс. м³/сут, температура 42°С. Естественная проницаемость коллектора, по лабораторным анализам керна и промысловым геофизическим исследованиям, составляла 200 мД, коэффициент открытой пористости - 0,11, газонасыщенность породы - 91. Фактическая текущая проницаемость, определенная по результатам промысловых газогидродинамических исследований равна 25,0 мД. Глубина проникновения утяжеленного баритом бурового раствора в пласт, по результатам интерпретации промысловой геофизики, достигает до 1,0 м.

С целью увеличения дебита газа и вывода скважины на проектный режим было решено провести по вышеизложенному способу обработку ПЗП. При этом в пласт необходимо было продавить 15,0 м³ щелочной буферной жидкости и 12,0 м³ активного реагента (k=1,25), из расчета 0,78 м на погонный метр, при глубине обработки пласта от забоя до 1,5 м.

Приготовление растворов осуществляется следующим образом. В емкость загружается вода в объеме 0,5 от расчетного количества, после чего загружается расчетное количество каустической соды и производится перемешивание до полного растворения и смешения компонентов. После этого в раствор загружается расчетное количество трилона-Б и перемешивание продолжается до его полного растворения. После этого в емкость добавляется остальное количество воды. После перемешивания раствор готов для использования.

Используя наземный насосный агрегат ЦА-320 общеизвестным способом, в НКТ закачали 15,0 м³ щелочной буферной жидкости и продавили в пласт энергией газа затрубного пространства и активным реагентом, закачав его также в НКТ. После 6-часовой выдержки буферную жидкость оттеснили глубже в пласт путем продавки в ПЗП 12,0 м³ активного реагента, который оставался там для реакции в течение 10 часов.

После этого за счет пластовой энергии активный реагент выдавили из пласта, подняли на поверхность и собрали в 50 м³ емкость для регенерации и отстоя.

Регенерацию проводили путем подачи соляной кислоты 27% концентрации кислотным агрегатом АзИНМаш-30 в активный реагент с одновременным его перемешиванием в емкости путем циркуляции через агрегат ЦА-320. При этом через каждые 5 минут определялся водородный показатель среды рН. При добавлении 0,5 м³ соляной кислоты рН среды с 11 снизился до 7,5. Циркуляцию прекратили и оставили активный реагент на 1 час отстой. После 1 часа отстоя баритовый осадок удалили путем дренирования нижней части жидкости в объеме 1,0 м³. Оставшийся реагент через фильтр перекачали в соседнюю 20 м³ емкость и довели рН среды до 11 путем добавки в реагент 1 м³ 20% раствора гидроксида натрия.

После этого активный реагент вновь продавили в ПЗП и оставили на реакцию на 12 часов.

Через 12 часов скважину освоили на факел, предварительно собрав реагент в емкость, продули в течение 3 часов и провели газогидродинамические исследования. Из результатов исследований следует, что рабочий дебит скважины при давлении на головке, равном 13,1 МПа, составил 712 тыс. м³/сут при устьевой температуре 79°С, проницаемость ПЗП составила 198 мД. Исходя из этого, необходимость в следующей обработке ПЗП отпала. Активный реагент вновь регенерировали и оставили на хранение для обработки ПЗП следующей скважины.

Таким образом, использование предлагаемого способа обработки ПЗП позволило вывести скважину на проектный режим, увеличив при этом рабочий дебит более чем в 5,6 раза и сохранить активный реагент для использования на других скважинах.

Преимущества предлагаемого способа:

- позволяет растворять и извлекать из ПЗП кольматанты на основе сульфата бария (барита); при этом увеличивается рабочий дебит, исключаются затраты на бурение дополнительных скважин, что приводит к снижению затрат на освоение и эксплуатацию месторождения и соответственно к увеличению прибыли;

- позволяет многократно использовать активный реагент, что значительно снижает затраты на обработку ПЗП скважин; это обусловлено тем, что активный реагент можно регенерировать в промысловых условиях и перевозить от скважины к скважине;

- исключается коррозионно-агрессивное воздействие на наземное и забойное оборудование, так как щелочные растворы трилона-Б стабильны при хранении и не оказывают коррозионного воздействия на оборудование из углеродистой и нержавеющей сталей в используемых концентрациях;

- снижается опасность ведения работ с точки зрения правил техники безопасности, так как в предлагаемом способе не используются сильные минеральные кислоты;

- повышается эффективность обработки ПЗП, представленной карбонатными породами или же имеющими карбонатный цемент, так как активный реагент, помимо сульфата бария, в растворенное состояние переводит CaSO₄ и СаСО₃. При этом отпадает необходимость в проведении солянокислотной обработки, что исключает затраты на эти работы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам реагентной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), наибольшее применение найдет на месторождениях, где проводка скважин велась на утяжеленных баритом - сульфатом бария глинистых растворах, а также на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением АВПД и сверхглубоких скважинах. Техническим результатом является восстановление естественной проницаемости призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны пласта ПЗП, включающем последовательную закачку щелочной буферной жидкости, активного реагента, выдержку их для реагирования с породами пласта и кольматирущими их веществами, отбор отработанного активного реагента, удаление продуктов реакции из пласта и введение скважины в эксплуатацию, закачку и отбор отработанного активного реагента производят циклически до восстановления естественной проницаемости ПЗП, а в качестве активного реагента используют раствор состава, мас.%: трилон-Б 0,35-28, гидроксид щелочного металла 0,05-7, вода остальное. Причем после отбора отработанный активный реагент регенерируют, а отношение объема щелочной буферной жидкости к объему активного реагента принимают из условий: k=1,0-1,5. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта ПЗП, включающий последовательную закачку щелочной буферной жидкости, активного реагента, выдержку их для реагирования с породами пласта и кольматирующими их веществами, отбор отработанного активного реагента, удаление продуктов реакции из пласта и введение скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что процесс закачки и отбора отработанного активного реагента производят циклически, до восстановления естественной проницаемости ПЗП, а в качестве активного реагента используют раствор состава, мас.%:

Трилон-Б 0,35-28

Гидроксид щелочного металла 0,05-7

Вода Остальное