СПОСОБ ОБРАБОТКИ ЗАГЛИНИЗИРОВАННЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/22 E21B43/27 C09K8/72 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения продуктивности нефтяных и увеличению приемистости нагнетательных скважин путем разглинизации призабойной зоны пласта скважины, представленной низкопроницаемыми терригенными глинистыми коллекторами и/или снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор глинистым материалом.

Известен способ химического воздействия на призабойную зону скважины с целью разглинизации порового пространства породы (RU 97109020, Е21В 43/27, 43/22, опубл. 05.10.1999). Данный способ основан на закачке в пласт растворов реагентов, способных выделять в растворах активный кислород.

Недостатками известного способа являются невысокая эффективность и ограниченный диапазон применимости ввиду отсутствия технологических приемов по разобщению закачиваемых реагентов с целью минимизации нежелательных химических реакций, недостаточной очистки призабойной зоны и ствола скважины от продуктов реакции, отсутствия технологических решений для создания среды, благоприятствующей протеканию требуемых химических реакций в пласте.

Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является способ обработки заглинизированных коллекторов (Патент RU 2162146, Е21В 43/27, 43/22, опубл. 20.01.2001), заключающийся в том, что производится последовательное нагнетание в скважину поверхностно-активных веществ, затем водного раствора солей щелочных металлов (кислородосодержащего вещества - пероксокарбоната натрия) и солей аммония, выдерживание их в пласте в течение 8-12 часов, затем закачку в пласт неорганической кислоты, выдерживание в течение 2 часов и последующее освоение скважины.

Недостатками известного способа являются слабый вынос продуктов реакции из порового пространства, особенно слаборастворимых в водных растворах, и отсутствие полного охвата области воздействия кислотой-растворителем. Поскольку водный раствор пероксокарбоната натрия насыщается при концентрации соли 10-12 мас.%, то растворяющая способность его недостаточна для растворения продуктов реакции, которые при выдерживании более 8 часов выпадают в осадок и забивают поровые каналы, особенно при проталкивании кислотой дальше в пласт, куда закачиваемая для нейтрализации и растворения осадка кислота не проникает. В результате происходит закупоривание пор и, как следствие, снижение проницаемости удаленной зоны. Также происходит выпадение нерастворимых осадков в зоне реакции кислоты и пероксокарбоната натрия вследствие переходных реакций реагентов, породы, глинистой составляющей, солей, окислов железа, попадающих в раствор в результате побочных реакций в скважине.

Технический результат - повышение эффективности работ по воздействию на призабойную зону пласта, увеличение проницаемости призабойной зоны скважин, увеличение производительности скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе обработки заглинизированных пластов, включающем нагнетание в скважину водных растворов поверхностно-активного вещества ПАВ, кислородосодержащего вещества, водного раствора, содержащего соляную кислоту, выжидание, освоение скважины, осуществляют нагнетание сначала водного раствора, содержащего соляную кислоту, затем водного раствора ПАВ, далее водного раствора кислородосодержащего вещества и выжидание, затем осуществляют нагнетание водного раствора ПАВ, затем водного раствора, содержащего соляную кислоту, выжидание, в качестве водного раствора, содержащего соляную кислоту, используют раствор, содержащий, мас.%: соляную кислоту ингибированную 4-12, фтористоводородную кислоту 0,01-4, уксусную кислоту 0,1-4, ПАВ оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена 0,05-4, воду - остальное, в объеме 0,1-3 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора ПАВ - раствор, содержащий, мас.%: ПАВ 0,1-3, воду - остальное, в объеме 0,2-1 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора кислородосодержащего вещества - водный раствор пергидрата карбоната натрия концентрацией 5-12 мас.% либо пергидрата бората натрия концентрацией 5-12 мас.%, либо пергидрата карбамида концентрацией 5-15 мас.%, либо перекиси водорода концентрацией 3-10 мас.%, либо гипохлорита натрия концентрацией 5-20 мас.%, либо гипохлорита кальция концентрацией 5-20 мас.%, в объеме 0,1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта. Водный раствор кислородосодержащего вещества дополнительно может содержать ПАВ - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена в количестве 0,05-4 мас.%. Выжидание осуществляют в течение не более 8 часов.

Способ осуществляют следующим образом.

Приготовленный раствор, состоящий из соляной кислоты ингибированной 4-12 мас.%, фтористоводородной кислоты 0,3-4 мас.%, уксусной кислоты 0,3-4 мас.%, поверхностно-активного вещества оксиэтилированных моноалкилфенолов на основе тримеров пропилена 0,05-4 мас.%, остальное - вода, нагнетают в пласт по насосно-компрессорным трубам при закрытой затрубной задвижке скважины пресной водой. Кислоту нагнетают в пласт в объеме 0,1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины.

Затем приготовленный раствор, состоящий из поверхностно-активного вещества концентрацией 0,1-3 мас.%, остальное - вода, нагнетают в пласт по насосно-компрессорным трубам при закрытой затрубной задвижке скважины пресной водой в объеме 0,2-1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта.

Затем приготовленный раствор, состоящий из пергидрата карбоната натрия 5-12 мас.%, либо пергидрата бората натрия 5-12 мас.%, либо пергидрата карбамида 5-15 мас.%, либо перекиси водорода 3-10 мас.%, либо гипохлорита натрия 5-20 мас.%, либо гипохлорита кальция 5-20 мас.%, поверхностно-активного вещества - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена 0,05-4 мас.%, остальное - вода, нагнетают в пласт по насосно-компрессорным трубам при закрытой затрубной задвижке скважины пресной водой в объеме 0,1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины.

Затем выжидают в течение заданного времени, но не более 8 часов.

Затем приготовленный раствор, состоящий из поверхностно-активного вещества концентрацией 0,1-3 мас.%, остальное - вода, нагнетают в пласт по насосно-компрессорным трубам при закрытой затрубной задвижке скважины пресной водой в объеме 0,2-1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта.

Затем приготовленный раствор, состоящий из соляной кислоты, ингибированной 4-12 мас.%, фтористоводородной кислоты 0,3-4 мас.%, уксусной кислоты 0,3-4 мас.%, поверхностно-активного вещества - оксиэтилированных моноалкилфенолов на основе триммеров пропилена 0,05-4 мас.%, остальное - вода, нагнетают в пласт по насосно-компрессорным трубам при закрытой затрубной задвижке скважины пресной водой. Кислоту нагнетают в пласт в объеме 0,1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины.

Затем выжидают в течение заданного времени, но не более 8 часов.

Затем, после окончания заданного времени, скважину промывают пресной водой в 2-3-кратном объеме скважины, вызывают приток из пласта свабированием в объеме, превышающем объем закачанных жидкостей в 1,5-2 раза. Скважину осваивают.

С целью увеличения эффективности воздействия на призабойную зону пласта концентрации компонентов и объемы закачки выбираются исходя из минералогического состава терригенных пород, подвергаемых обработке по предлагаемому способу, их коллекторских и структурно-текстурных свойств. В зависимости от компонентного состава глин, входящих в состав цементирующей составляющей породы, ее проницаемости, в зависимости от типа бурового раствора, с которым осуществляли вскрытие пласта, возможно осуществление выбора основного кислородосодержащего вещества, например, при низких проницаемостях наиболее приемлемы реагенты, наименее вязкие и средней активности, чтобы продукты реакции могли быть извлечены из пласта, а при средних значениях проницаемостей вязкость реагента не будет играть главную роль в значении эффективности, и активность реагента может быть выше, поскольку поровое пространство позволяет извлечь большее количество продуктов реакции. Данные параметры определяются при лабораторных исследованиях кернового материала. При рассмотрении структурно-текстурных типов пород единой стратиграфической системы можно выделить градацию структурно-текстурных типов, которые возможно распределить в ряд с изменением таких характеристик как структура, текстура, неоднородность породы, размер зерен, содержание глинистых минералов. Тогда по петрофизическим и петрографическим данным можно выделить структурно-текстурный тип, наиболее близкий по свойствам, и соответственно его свойствам провести подбор количеств вещества и объемов закачек. Подбор объемов также можно осуществлять исходя из требуемой расчетной глубины проникновения в пласт растворов реагентов.

Для низкопроницаемых, сильно заглинизированных пород, отнесенных к 3-6 типам (в коллекторах выделяются 6-8 структурно-текстурных типов, отличающихся степенью ухудшения структуры, текстуры, неоднородностью породы, уменьшением размеров зерен и увеличением содержания глинистых минералов в цементирующем материале и объеме породы), предлагается применять наименее вязкие растворы кислородосодержащих веществ, например раствор гипохлорита натрия, в кислотном составе предлагается минимизировать содержание фтористоводородной кислоты, объемы водного раствора поверхностно-активного вещества предлагается нагнетать исходя из нагнетаемых объемов кислоты, в соотношении 1:1. Концентрация поверхностно-активных веществ берется выше среднего. Время выдерживания предлагается минимизировать до 2-4 часов.

1. Раствор, состоящий из соляной кислоты, ингибированной 10,0 мас.%, фтористоводородной кислоты 0,5 мас.%, уксусной кислоты 3,0 мас.%, поверхностно-активного вещества 3,0 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины.

2. Раствор, состоящий из поверхностно-активного вещества концентрацией 2,0 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта.

3. Раствор, состоящий из гипохлорита натрия 10,0 мас.%, поверхностно-активного вещества 3,0 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,5 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины.

4. Выжидают 4 часа.

5. Раствор, состоящий из поверхностно-активного вещества концентрацией 2,0 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,0 м на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта..

6. Раствор, состоящий из соляной кислоты ингибированной 10,0 мас.%, фтористоводородной кислоты 1,0 мас.%, уксусной кислоты 3,0 мас.%, поверхностно-активного вещества 3,0 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины.

7. Выжидают 2 часа. Скважину осваивают.

Для среднепроницаемых, заглинизированных пород, отнесенных к 1-2 типам, предлагается применять все рассматриваемые растворы кислородосодержащих веществ, например пергидрата карбамида, в кислотном составе принять среднее содержание фтористоводородной кислоты, объемы водного раствора поверхностно-активного вещества предлагается нагнетать исходя из нагнетаемых объемов кислоты, в соотношении 1:1. Концентрация поверхностно-активных веществ рекомендуется средняя. Время выдерживания рекомендуется 3-6 часов.

1. Раствор, состоящий из соляной кислоты, ингибированной 12,0 мас.%, фтористоводородной кислоты 1,0 мас.%, уксусной кислоты 3,0 мас.%, поверхностно-активного вещества 2,5 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины.

2. Раствор, состоящий из поверхностно-активного вещества концентрацией 1,5 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,0 м на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта.

3. Раствор, состоящий из пергидрата карбамида 10,0 мас.%, поверхностно-активного вещества 2,5 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины.

4. Выжидают 6 часов.

5. Раствор, состоящий из поверхностно-активного вещества концентрацией 1,5 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта.

6. Раствор, состоящий из соляной кислоты, ингибированной 12,0 мас.%, фтористоводородной кислоты 2,0 мас.%, уксусной кислоты 3,0 мас.%, поверхностно-активного вещества 2,5 мас.%, остальное - вода, нагнетают в объеме 1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины.

7. Выжидают 3 часа. Скважину осваивают.

В качестве ПАВ используют оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена.

В качестве ПАВ, используемого в водных растворах ПАВ, нагнетаемых после первого кислотного раствора и перед вторым кислотным раствором, могут также использовать другие виды ПАВ: анионоактивные, например алкиларилсульфонат натрия, катионоактивные, например алкилбензолперидиний хлорид, неионогенные, например, гидрооксиэтилированные жирные кислоты.

Водный раствор кислот, предварительно нагнетаемый в скважину, играет роль нейтрализатора и растворителя остатков регентов и водонерастворимых или слаборастворимых продуктов реакций, протекающих в поровом пространстве породы. Отсутствие предварительно нагнетаемой кислоты не позволяет растворять осадки, продвигаемые глубже в призабойную зону нагнетанием последующих за раствором кислородосодержащего вещества растворов.

Ингибированная соляная кислота менее реакционно-активна, что позволяет избежать или минимизировать реакции, протекающие с металлическими составляющими оборудования скважины, и продлить срок реакционной способности для растворения осадков при фильтрации в скважину при освоении. Соляная кислота растворяет карбонатные и металлические составляющие минералов, входящих в состав породы.

Входящая в состав кислоты фтористоводородная кислота позволяет более полно и сильно воздействовать на глинистые составляющие породы.

Входящая в состав кислоты уксусная кислота позволяет избежать выпадения нерастворимых осадков солей железа, содержащихся в качестве примесей в растворе.

Поверхностно-активное вещество, входящее в состав всех растворов, позволяет снизить поверхностное натяжение и тем самым повысить подвижность раствора в поровом пространстве породы, кроме того, присутствие поверхностно-активного вещества в растворе обеспечивает более полный контакт с внутренней поверхностью породы. Поверхностно-активное вещество, покрывая глинистые частицы, противодействует их слипанию и облегчает их вынос в скважину при дренировании. Нагнетание растворов поверхностно-активного вещества играет роль буфера, позволяющего избежать прямого взаимодействия активных растворов кислоты и кислородосодержащего вещества с целью недопущения протекания нежелательных реакций, сопровождающихся выпадением осадков, осадки же, выпавшие в растворе кислородосодержащего вещества, впоследствии будут растворены раствором кислоты при освоении скважины.

Раствор кислородосодержащего вещества содержит в своем составе активный кислород, гипохлориты при определенных условиях разлагаются в растворах с выделением активного хлора. Кислород и хлор являются сильными окислителями, при взаимодействии с глинистыми минералами окисляют их и переводят частично в формы, которые обладают меньшей способностью к адгезионным процессам, в результате частицы глинистых минералов отслаиваются и переходят в раствор в виде мелкодисперсной суспензии. В таком виде глинистые составляющие можно извлечь в скважину. При удалении глинистых образований поровые каналы расширяются, и проницаемость породы возрастает.

Предлагаемый способ прошел лабораторные испытания, результаты испытаний приведены в таблице.

Предлагаемый способ по сравнению с известным позволяет увеличить эффективность воздействия в 1,5-2 раза. Способ позволяет нейтрализовать остатки кислородосодержащего вещества и извлечь водонерастворимые или слабоводорастворимые продукты реакции из всей зоны воздействия на пласт. Применение поверхностно-активного вещества в растворах кислоты и кислородосодержащего вещества позволяет повысить охват пласта воздействием, еще больше усиливает и ускоряет процесс разглинизирующей активности используемых реагентов. Разобщение активных растворов нагнетанием растворов поверхностно-активного вещества позволяет избежать нежелательных реакций, сопровождающихся выпадением труднорастворимых осадков.

Изобретение может найти применение в горной, нефтегазодобывающей промышленности и водоснабжении.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения продуктивности нефтяных и увеличению приемистости нагнетательных скважин путем разглинизации призабойной зоны пласта скважины, представленной низкопроницаемыми терригенными глинистыми коллекторами и/или снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор глинистым материалом. Технический результат - повышение эффективности работ по воздействию на призабойную зону пласта, увеличение проницаемости призабойной зоны скважин, увеличение производительности скважин. В способе обработки заглинизированных пластов осуществляют нагнетание сначала водного раствора, содержащего соляную кислоту, затем водного раствора ПАВ, затем водного раствора кислородосодержащего вещества и выжидание, затем осуществляют нагнетание водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ, затем - водного раствора, содержащего соляную кислоту, выжидание, затем осуществляют освоение скважины, в качестве водного раствора, содержащего соляную кислоту, используют раствор, содержащий, мас.%: соляную кислоту ингибированную 4-12, фтористоводородную кислоту 0,01-4, уксусную кислоту 0,1-4, ПАВ - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена 0,05-4, воду - остальное, в объеме 0,1-3 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора ПАВ - раствор, содержащий, мас.%: ПАВ 0,1-3, воду - остальное, в объеме 0,2-1 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора кислородосодержащего вещества - водный раствор пергидрата карбоната натрия концентрацией 5-12 мас.% либо пергидрата бората натрия концентрацией 5-12 мас.%, либо пергидрата карбамида концентрацией 5-15 мас.%, либо перекиси водорода концентрацией 3-10 мас.%, либо гипохлорита натрия концентрацией 5-20 мас.%, либо гипохлорита кальция концентрацией 5-20 мас.%, в объеме 0,1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта. Водный раствор кислородосодержащего вещества дополнительно может содержать ПАВ - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена в количестве 0,05-4 мас.%. Выжидание осуществляют в течение не более 8 часов. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ обработки заглинизированных пластов, включающий нагнетание в скважину водных растворов поверхностно-активного вещества ПАВ, кислородосодержащего вещества, водного раствора, содержащего соляную кислоту, выжидание, освоение скважины, отличающийся тем, что осуществляют нагнетание сначала водного раствора, содержащего соляную кислоту, затем водного раствора ПАВ, затем водного раствора кислородосодержащего вещества и выжидание, затем осуществляют нагнетание водного раствора ПАВ, затем - водного раствора, содержащего соляную кислоту, выжидание, в качестве водного раствора, содержащего соляную кислоту, используют раствор, содержащий, мас.%: соляную кислоту ингибированную 4-12, фтористоводородную кислоту 0,01-4, уксусную кислоту 0,1-4, ПАВ - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена 0,05-4, воду - остальное, в объеме 0,1-3 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора ПАВ - раствор, содержащий, мас.%: ПАВ 0,1-3, воду - остальное, в объеме 0,2-1 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора кислородосодержащего вещества - водный раствор пергидрата карбоната натрия концентрацией 5-12 мас.% либо пергидрата бората натрия концентрацией 5-12 мас.%, либо пергидрата карбамида концентрацией 5-15 мас.%, либо перекиси водорода концентрацией 3-10 мас.%, либо гипохлорита натрия концентрацией 5-20 мас.%, либо гипохлорита кальция концентрацией 5-20 мас.%, в объеме 0,1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водный раствор кислородосодержащего вещества дополнительно содержит ПАВ - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена в количестве 0,05-4 мас.%.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что выжидание осуществляют в течение не более 8 ч.