СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2316646C2

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

При вскрытии пластов с аномально высокими пластовыми давлениями АВПД применяются, как правило, полимерные или полимерглинистые буровые растворы, утяжеленные баритом BaSO4.

Скважины, вскрывшие пласты на таких растворах, трудно осваиваются и имеют в последствии пониженную производительность за счет того, что проникшие в пласт фильтрат бурового раствора и сам раствор, утяжеленный баритом, кольматируют прискважинную зону пласта ПЗП, снижают фильтрационно-емкостные свойства ФЕС пород-коллекторов в ПЗП.

Воздействие на утяжеленный баритом полимерглинистый буровой раствор композициями различных химических соединений при высокой температуре (свыше 100°С) приводит к беспорядочному движению атомов и молекул в системе и, следовательно, к увеличению энтропии, являющейся одной из основных термодинамических функций системы, к снижению устойчивости системы и, как следствие, удалению бурового раствора и его фильтрата этими композициями из ПЗП, очищению прискважинной зоны и увеличению проницаемости этой зоны.

Известны способы интенсификации притоков нефти и газа кислотной обработкой ПЗП, основанные на закачке в пласт соляно-кислотных и глинокислотных 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.: Недра, 1981. - с.183-207]; [Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1978]; [Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. - М.: Недра, 1975. - с.204-224].

Недостатком данных способов является то, что кислоты не способны растворить барит, входящий в состав утяжеленного полимерного или полимерглинистого бурового раствора.

Известен способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О с добавкой неиногенного поверхностно-активного вещества НПАВ типа «дисолван» [Патент РФ №2209957. - М.: ФИПС, 2003].

Недостатком этого способа является то, что он малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, и, в частности, сильный окислитель - гипохлорит кальция не способен растворить барит и действует только на полимерную составляющую.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ интенсификации притоков углеводородов из скважин с АВПД, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из смеси каустической соды NaOH и глинокислоты [Ланчаков Г.А. Разработка и опыт применения комплексных щелочно-кислотных обработок призабойных зон эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока. // Обз. информация. - Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1995. - с.11-13; с.39-40].

Недостатком этого способа является то, что он также малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых утяжеленных баритом буровых растворах, когда их фильтрат или сам раствор с баритом, проникая в ПЗП, ухудшает фильтрационную характеристику коллектора, и рабочий агент действует, в основном, на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора.

Задача изобретения состоит в очищении и увеличении проницаемости ПЗП, повышении эффективности работ по воздействию на ПЗП, сокращении времени освоения скважин, интенсификации притоков углеводородов и увеличении производительности скважин, вскрывших пласты с АВПД.

Технический результат при создании изобретения заключается в повышении эффективности химического воздействия на прискважинную зону пластов, вскрытых на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в известном способе интенсификации притока углеводородов из скважин с АВПД, включающем в себя закачку в скважину и продавку в пласт раствора соды и глинокислотного раствора, в отличие от прототипа, в качестве раствора соды используют 6,0%-ный водный раствор кальцинированной соды Na2CO3, при этом обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na2CO3 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na2CO3, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты (10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF) с аскорбиновой кислотой (0,2 об.% C6H8O6) в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2H2O, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.

Для решения поставленной задачи был выполнен комплекс лабораторных исследований. Для перевода нерастворимого в кислотах барита BaSO4 в растворимый в соляной кислоте HCl карбонат бария ВаСО3 воздействовали раствором кальцинированной соды Na2CO3 при высоких температурах - свыше 100°С.

Реакция протекает по следующей схеме:

BaSO4+Na2CO3=ВаСО3+Na2SO4;

Наилучшие результаты лабораторных исследований по увеличению проницаемости были получены при обработке кернов 6,0%-ным раствором Na2СО3 и 8,0%-ным раствором HCl.

Результаты лабораторных исследований по обработке кернов, насыщенных полимерглинистым раствором и его фильтратом, полимерразрушающим реагентом на основе гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О, показали, что концентрация гипохлорита кальция, равная 10,0%, наиболее оптимальна, а выдержка реагента в керне может составлять 1,0-18,0 ч. [Патент РФ №2209957].

Были выполнены исследования по закачке в искусственные керны высокой проницаемости полимерглинистого раствора, утяжеленного баритом (ρ=1685 кг/м3), и определению степени восстановления проницаемости после обработки керна 6,0%-ным раствором Na2СО3, 8,0%-ным раствором HCl, 10,0%-ным водным раствором Са(ClO)2·2Н2О и раствором смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% С6Н8О6.

Аскорбиновая кислота является стабилизатором раствора глинокислоты и способствует предупреждению выпадения из раствора окисных соединений железа в осадок в виде гидратов окиси железа, т.е. в присутствии аскорбиновой кислоты соединения железа полностью находятся в растворенном состоянии и не выпадают из глинокислотного раствора в течение длительного времени.

Искусственный керн готовился следующим образом. Отбиралась проба песчаного материала фракции 0,4-1,2 мм и помещалась в цилиндрический контейнер, сжималась давлением 12,0 МПа. Цилиндрический контейнер взвешивался и определялась масса сухой породы.

Затем контейнер с керном насыщался под вакуумом керосином. Перед зарядкой контейнера в кернодержатель контейнер взвешивался и определялась масса породы, насыщенной керосином.

Контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105°С, прокачивался керосин и определялась проницаемость искусственного образца керна по керосину (K1). Проницаемость составила 372,1·10-3 мкм2.

Затем керн вынимался из металлического контейнера и песок перемешивался с буровым полимерглинистым раствором, утяжеленным баритом в объеме, равном поровому объему образца керна. Песок, перемешанный с буровым раствором, в объеме, соответствующем первоначальному, помещался снова в металлический контейнер, сжимался эффективным давлением 12,0 МПа и насыщался под вакуумом керосином. Затем контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался эффективным давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105°С и определялась проницаемость искусственного образца керна, насыщенного буровым раствором, по керосину (К2). Проницаемость составила 5,0·10-3 мкм2.

Затем проводилась обработка искусственного образца керна путем прокачки через него 6,0%-ного водного раствора кальцинированной соды Na2СО3 при температуре 105°С, чтобы перевести барит BaSO4, не растворимый в кислотах, в карбонат бария ВаСО3, растворимый в соляной кислоте HCl и других кислотах. Прокачивалось два поровых объема образца керна. Образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч.

После прокачки двух объемов образца керна раствора кальцинированной соды Na2Co3 проводилась прокачка через керн 8,0%-ного водного раствора соляной кислоты HCl. Прокачивалось два поровых объема образца керна и образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч при температуре 105°С и замерялась проницаемость по керосину (К3). Проницаемость составила 20,0·10-3 мкм2.

Далее для разрушения полимерной составляющей в образец нагнетался 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.

После выдержки раствора в керне в течение 10,0 ч при температуре 105°С определялась проницаемость искусственного образца по керосину (K4) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 30,0·10-3 мкм2.

Для дальнейшего разрушения и последующего удаления из образца керна полимерглинистой составляющей бурового раствора в образец нагнетался раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C6H8O6 в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.

После выдержки раствора смеси кислот в керне в течение 1,0 ч при температуре 105°С определялась проницаемость искусственного образца по керосину (K5) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 329,2·10-3 мкм2.

Эффективность обработки оценивалась по степени восстановления проницаемости η относительно первоначальной:

Были выполнены лабораторные исследования по восстановлению ФЕС пород-коллекторов и на естественных кернах, приготовленных к экспериментам по общепринятой и известной методике.

Результаты опытов представлены в таблице.

Таблица
Результаты восстановления проницаемости кернов после обработки
№№ образцаСостав композицииИсходная проницаемость образца по керосину, мкм2·10-3Проницаемость образца после обработки, мкм2·10-3Коэффициент восстановления проницаемости керна, доли21-04 (искусств. керн)6,0%-ная Na2CO3;
8,0%-ная HCl;
10,0%-ный раствор
Са(ClO)2·2Н2O;
10,0%-ная HCl+
+5,0 об.% HF+
+0,2 об.% С6Н8О6.
377,1329,20,873
01-05 (искусств. керн)420,0418,00,99502-05 (искусств. керн)324,0336,01,03703-05 (естеств. керн)56,636,10,63804-05 (естеств. керн)46,953,01,130

Похожие патенты RU2316646C2

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ 2006
  • Клещенко Иван Иванович
  • Сохошко Сергей Константинович
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Шестакова Наталья Алексеевна
  • Щербич Константин Николаевич
  • Зозуля Григорий Павлович
RU2326922C1
СПОСОБ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ 2001
  • Клещенко И.И.
  • Ягафаров А.К.
RU2209957C1
СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2004
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Щуплецов Владимир Аркадьевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Кузьмич Людмила Ивановна
RU2269648C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН 2008
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Кузьмич Людмила Ивановна
RU2374295C1
СОСТАВ ДЛЯ БЛОКИРОВАНИЯ И ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 2007
  • Клещенко Иван Иванович
  • Сохошко Сергей Константинович
  • Шестакова Наталья Алексеевна
  • Ягафаров Алик Каюмович
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Демичев Сергей Семенович
  • Исаев Сергей Петрович
RU2353641C2
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2003
  • Клещенко И.И.
  • Паникаровский Е.В.
  • Сохошко С.К.
  • Юшкова Н.Е.
  • Шестакова Н.А.
  • Зозуля Г.П.
RU2242606C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2004
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Щуплецов Владимир Аркадьевич
  • Романов Валерий Константинович
  • Кузьмич Людмила Ивановна
  • Клещенко Иван Иванович
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Романов Александр Валерьевич
RU2276724C1
СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКОВ НЕФТИ И ГАЗА 2002
  • Клещенко И.И.
  • Ягафаров А.К.
  • Краснов И.И.
  • Сохошко С.К.
  • Шарипов А.У.
RU2249100C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛИЯНИЯ ПРОНИКНОВЕНИЯ ФИЛЬТРАТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД 2006
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Поляков Евгений Евгеньевич
RU2331056C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ТЕРРИГЕННОГО ПЛАСТА 2009
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Кузмич Андрей Александрович
  • Дубровский Владимир Николаевич
RU2417309C1

Реферат патента 2008 года СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области освоения скважин и интенсификации притока углеводородов. Технический результат изобретения - повышение эффективности химического воздействия на прискважинную зону пластов, вскрытых на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом. В способе интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na2CO3 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через насосно-компрессорные трубы НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na2СО3, но не менее 0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C6H8O6 в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 316 646 C2

Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий последовательную закачку в скважину и продавку в пласт раствора соды и глинокислотного раствора, отличающийся тем, что в качестве раствора соды используют 6,0%-ный водный раствор кальцинированной соды Na2CO3, при этом обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na2СО3 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na2CO3, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C6H8O6 в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2008 года RU2316646C2

ЛАНЧАКОВ Г.А
Разработка и опыт применения комплексных щелочно-кислотных обработок призабойных зон эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока
Обзорная информация
Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений
- М.: ИРЦ Газпром, 1995, с.11-13, 39, 40
СПОСОБ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ 2001
  • Клещенко И.И.
  • Ягафаров А.К.
RU2209957C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2003
  • Аюян Г.А.
  • Журавлёв С.Р.
RU2232879C1
Способ обработки призабойной зоны пласта 1992
  • Новомлинский Иван Алексеевич
  • Заяц Владимир Петрович
  • Куртов Вениамин Дмитриевич
SU1838597A3
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1998
  • Баранов Ю.В.
  • Прокошев Н.А.
  • Зиятдинов И.Х.
  • Медведев Н.Я.
  • Муслимов Р.Х.
  • Нигматуллин И.Г.
  • Шеметилло В.Г.
RU2140531C1
US 6143698 A, 07.11.2000.

RU 2 316 646 C2

Авторы

Клещенко Иван Иванович

Сохошко Сергей Константинович

Шестакова Наталья Алексеевна

Паникаровский Евгений Валентинович

Даты

2008-02-10Публикация

2006-01-26Подача