СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ увеличения нефтеотдачи пласта, включающий закачку водного раствора поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости и последующий отбор жидкости через добывающие скважины [RU 94025398 А1, МПК 6 Е21В 43/27, опубликовано 10.06.1996].

Недостатком этого способа является отсутствие учета структуры образовавшегося адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ, что снижает потенциальную эффективность метода.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является увеличение эффективности способа разработки нефтяных месторождений заводнением, при этом увеличивается количество нефти и уменьшается количество воды в продукции добывающей скважины.

Технический результат достигается тем, что способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке, выбор скважины для проведения операции, проведение контрольных замеров дебита, устьевых и забойных давлений, исследования скважины на установившихся и неустановившихся режимах, закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью, установкой пакерующего устройства в скважине, в дальнейшем последовательной закачкой водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину, выдержку раствора и последующий отбор нефти через добывающие скважины.

Большая часть нефтяных пластов по характеру смачивания относится к гидрофильным. Вода в таких коллекторах как смачивающая фаза движется по мелким порам, вытесняя нефть в более крупные поры и толкая ее к забоям добывающих скважин. Применение поверхностно-активных веществ без учета влияния концентрации поверхностно-активного вещества в растворе на структуру адсорбционного слоя приводит к значительной их адсорбции. Образующийся сплошной адсорбционный слой в нефтяном пласте приводит к изменению смачиваемости с гидрофильного на гидрофобный. Вода в таких коллекторах, как несмачивающая фаза, движется по наиболее крупным порам и не вытесняет нефть.

В нефтяных пластах со смешанной смачиваемостью, в которых присутствуют как гидрофильные участки породы, так и гидрофобные. Сравнение значений проницаемости для нефти в гидрофильных пластах и пластах со смешанной смачиваемостью в условиях предельных значений водонасыщенности показало, что в пластах со смешанной смачиваемостью значение фазовой проницаемости по нефти значительно выше.

Таким образом, создание в пласте «островковой» структуры адсорбционного слоя гидрофобных частиц, приводящего к чередованию гидрофильных и гидрофобных участков, позволит увеличить значение проницаемости для нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти.

Способ осуществляют следующим образом

На фиг. 1 изображен первый этап схемы обработки призабойной зоны пласта, где цифрами обозначено: 1 - насос; 2 - манометр; 3 - расходомер; 4 - колонна НКТ; 5 -эксплуатационная колонна; 6 - продуктивный пласт; 7 - нефть; 8 - задвижка; 9 - кислотосодержащий раствор.

На фиг. 2 изображен второй этап схемы обработки призабойной зоны пласта, где цифрами обозначено: 1 - насос; 2 - манометр; 3 - расходомер; 4 - колонна НКТ; 5 - эксплуатационная колонна; 6 - продуктивный пласт; 8 - задвижка; 10 - пакерующее устройство; 11 - водоудаляющая композиция; 12 - гидрофобизирующий состав; 13 - продавочная жидкость.

На фиг. 3 изображена исходная поверхность слюды, где цифрами обозначено: 14 - наночастицы слюды; 15 - правильная фигура в центре.

На фиг. 4 изображено трехмерное изображение поверхности с нанесенным адсорбционным слоем при концентрации поверхностно-активного вещества 0.1%, где цифрами обозначено: 16 - отдельные адсорбированные молекулы поверхностно-активного вещества.

На фиг. 5 изображено трехмерное изображение поверхности с нанесенным адсорбционным слоем при концентрации поверхностно-активного вещества 1%, где цифрами обозначено: 17 - отдельные агрегаты молекул.

На фиг. 6 изображено трехмерное изображение поверхности с нанесенным адсорбционным слоем при концентрации поверхностно-активного вещества 5%, где цифрами обозначено: 18 - большие агрегаты молекул.

На начальной стадии при помощи лабораторных экспериментов проводят исследование зависимости структуры адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ на поверхности твердого тела. Данные исследования проводят с целью определения такой концентрации поверхностно-активного вещества, при которой происходит образование «островковой» структуры адсорбционного слоя. Для решения поставленной задачи наилучшем способом является применение атомно-силовых микроскопов.

Далее приводят выбор скважины для проведения операции. Выбор добывающих скважин для воздействия производится на основании анализа действующего фонда добывающих скважин. Основными критериями для проведения обработок призабойных зон являются аномально высокое значение обводненности скважины по сравнению с другими скважинами, а также значительное снижение дебита нефти ввиду прорыва нагнетаемой воды.

Перед проведением работ на добывающей скважине проводят контрольный замер дебита, устьевых и забойных давлений. Скважину исследуют на установившихся режимах для уточнения коэффициента продуктивности (снятие индикаторной диаграммы) и неустановившихся режимах для оценки состояния призабойной зоны пласта. По результатам интерпретации полученных данных происходит выбор дальнейшего технологического этапа действий: в случае отсутствия ухудшения состояния призабойной зоны переходят к закачке водоудаляющего агента.

В случае выявления факта наличия зоны ухудшенных фильтрационных свойств проводят предварительную обработку скважины кислотосодержащим составом. В качестве кислотосодержащего состава может выступать соляная кислота или глинокислота. Закачку в скважину осуществляют по колонне насосно-компрессорных труб. Кислотосодержащий состав продавливается на забой по насосно-компрессорным трубам буферной жидкостью (безводной нефтью в объеме 1 м³). Далее проводят выдержку скважины в течение 2-4 часов для реагирования кислотосодержащего состава с породой. Данный технологический этап необходим для удаления из призабойной зоны скважины асфальтосмолопарафиновых отложений, очистки фильтрационных каналов от механических примесей и частиц породы, ограничивающих фильтрацию жидкости. Количество кислотосодержащего состава определяется из расчета 1 м³ на 1 м эффективной перфорированной толщины пласта. Кислотосодержащего состав удаляется из скважины промывкой скважины безводной нефтью. Промывка скважины производится посредством закачки безводной нефти в затрубное пространство и выход ее через колонну насосно-компрессорных труб (фиг. 1)

Далее производится установка пакерующего устройства в скважине на глубине, превышающей интервал продуктивного пласта на 100-200 м. Перед установкой пакерующего устройства рекомендуется проведение предварительной очистки стенок эксплуатационной колонны в месте установки пакерующего устройства для его герметичной посадки.

Следующим осуществляется процесс удаления влаги из обрабатываемой зоны с применением водоудаляющих композиций. Закачку водоудаляющей композиции производят по трубам НКТ. Удаление избыточной влаги из призабойной зоны предотвратит образование вязких эмульсий, а также будет способствовать повышению эффективности предложенного изобретения. Количество водоудаляющей композиции определяется из расчета 1 м³ на 1 м эффективной перфорированной толщины пласта. В качестве водоудаляющей композиции могут выступать спирты, ацетон, смесь ацетона с соляной кислотой.

Сразу после закачки водоудаляющей композиции закачивают гидрофобизирующий состав, представляющий смесь воды и неионогенного поверхностно-активного вещества. Концентрация поверхностно-активного вещества определяется по результатам лабораторных исследований, описанных выше, и должна обеспечивать образование «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы (чередующиеся гидрофильные участки поверхности нефтяного коллектора и гидрофобные участки адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества). Такая структура поверхности будет способствовать структурированию капель нефти в потоке. На гидрофобных участках нефтяные капли будут увеличивать свою скорость движения, в то время как скорость фильтрации воды на данных участках будет снижаться, что будет выражаться в увеличении проницаемости для нефти и снижении проницаемости для воды (фиг. 2).

Следующим этапом является закачка в добывающую скважину продавочной жидкости. Данный этап необходим для более полного проникновения гидрофобизирующего состава в пласт. В качестве такой жидкости возможно применение безводной нефти в объеме 10-15 м³.

После завершения закачки всех технологических жидкостей производят технологическую выдержку скважины в течение 1 часа.

После проведения операции в скважину спускается глубинно-насосное оборудование, скважина подключается ко всем технологическим системам сбора, подготовки и учета добываемой продукции. Осуществляется вызов притока из пласта в скважину созданием пониженного давления на забое добывающей скважины.

Пример осуществления способа

Первый этап работ заключается в изучении распределения молекул неионогенного поверхностно-активного вещества (на пример «Неонол БС-1») на поверхности твердого тела (слюды) с применением сканирующего атомно-силового микроскопа Ntegra Aura. Работы проводятся следующим образом: сканирование поверхности без нанесения адсорбционного слоя, далее - в регистрации изменений структуры поверхности после взаимодействия с раствором неионогенного поверхностно-активного вещества различной концентрации. Сканирование чистой поверхности проводят с целью определения наличия исходных деформаций, для того чтобы в дальнейшем не учитывать их в качестве возможных молекул ПАВ. Результаты сканирования чистой поверхности представлены на фиг. 3. Изображение представляет собой карту высот, кодированную цветом. Темные области - самые низкие, светлые области - самые высокие. Перевод цвет - высота дан в шкале справа.

Высветленные пятна 14 - наночастицы слюды. Сканирование поверхности проводят в двух режимах - в контактном (непосредственное соприкосновение сканирующего элемента с поверхностью) и полуконтактном режимах (чувствительный элемент движется под углом к поверхности, сила давления элемента на поверхность значительно ниже, что позволяет определить высоту адсорбированных элементов по амплитуде колебания сканирующей "иглы").

Фигура в центре 15 образована многократным сканированием меньшего участка в полуконтактном и контактном режимах, при котором произошло смещение частиц 14 к границам области сканирования иглой.

После получения цифровой структуры исходной поверхности производят нанесение адсорбционного слоя. Для нанесения адсорбционного слоя на поверхность слюды применяли растворы неионогенного ПАВ в диапазоне концентраций от 0.1 до 5% масс. Обработку проводят следующим образом: исследуемый образец помещают в раствор неионогенного поверхностно-активного вещества на 30 минут. Затем пластины слюды сушат при комнатной температуре в течение 3-х часов и далее в сушильном шкафу в течение 5 часов при температуре 30°C. Далее производят повторное сканирование поверхности в контактном и полуконтактном режимах. Результаты представлены на фиг. 4-6.

Проведенные исследования структуры адсорбционного слоя позволяют получить информацию о распределении адсорбированного неионогенного поверхностно-активного вещества на поверхности слюды при различных концентрациях.

При значении концентрации в растворе ПАВ 5% (фиг. 6) адсорбция происходит в виде больших агрегатов молекул 16 (d=100 нм). Адсорбированное вещество полностью покрывает поверхность твердого тела и образует сплошной слой толщиной порядка 5-7 нм.

Образование сплошного слоя происходит при концентрации в растворе неионогенного поверхностно-активного вещества 1% (фиг. 5). По результатам сканирования поверхности в полуконтактном режиме толщина такого слоя составляет порядка 1.4 нм. На полученных изображениях поверхности видно, что помимо полного покрытия поверхности слюды молекулами ПАВ происходит адсорбция также отдельных агрегатов 17 (d=1÷4 нм).

Таким образом, при концентрации 0.1% неионогенного поверхностно-активного вещества структура адсорбционного слоя будет иметь «островковую» структуру, такое расположение гидрофобных частиц приведет к ускорению фильтрации нефти в потоке жидкости, выраженное в повышении фазовой проницаемости для углеводородной фазы.

Второй этап заключается в изучении влияния адсорбции неионогенного ПАВ (на примере «Неонол БС-1» при концентрации 0.1%) на фильтрацию нефти и воды в пористой среде. Для решения поставленной задачи использовался керновый материал (таблица 1).

Таблица 1 Основные фильтрационно-емкостные параметры образцов керна № образца Краткая литологическая характеристика К_по, % К_пр, *10^-3 мкм² 64-11 Песчаник м/з, алевритистый, н/н, с глин. цем. 21.91 307.70 75п-11 Песчаник м/з, алевритистый, н/н, с глин. цем. 22.31 294.60 95-11 Песчаник м/з, алевритистый, н/н, с глин. цем. 19.76 305.50 110-11 Песчаник м/з, алевритистый, с глин. цем. 21.29 29.70 113-11 Песчаник м/з, алевритистый, с глин. цем. 21.42 28.70 115п-11 Песчаник м/з, алевритовый, с глин. цем. 22.21 28.80

где К_по - коэффициент открытой пористости; К_пр - абсолютная проницаемость.

Суть проводимых работ заключается в оценке начальных значений фазовых проницаемостей для нефти и воды на немодифицированном керне, обработке керна раствором неионогенного ПАВ с последующим вытеснением водой и повторных замерах значений фазовых проницаемостей на керне с адсорбционным слоем. Краткое описание этапов проведения потоковых экспериментов представлено в таблице 2. Результаты приведены в таблице 3.

Таблица 2 Этапы потоковых экспериментов № Этапа Описание Тип фильтрации 1 Фильтрация по воде при 100%-ной водонасыщенности   2 Создание остаточной водонасыщенности вытеснением воды керосином дренаж 3 Замещение керосина нефтью дренаж 4 Вытеснение нефти водой пропитка 5 Закачка раствора ПАВ   6 Довытеснение нефти водой пропитка 7 Создание остаточной водонасыщенности вытеснением воды керосином дренаж 8 Замещение керосина нефтью дренаж

Таблица 3 Результаты потоковых экспериментов № режима фильтрации Скорость закачки флюида Перепад давления Объем закачки флюида ФП по воде ФП по нефти Водонасыщенность Нефтенасыщенность см³/ч ат см³ 10^-3 мкм² 10^-3 мкм² д. ед. д. ед. Колонка керна с проницаемостью ≈30×10^-3 мкм² 1 10.5 0.08   14.51   1 0 2 10.5 0.42           2 10.5 1.82 155     0.553 0.447 3 10.5 0.63 78   8.03 0.542 0.458 4 10.5 1.79 155 0.66   0.750 0.250 5 10.5   7.75     0.750 0.250 6 10.5 1.71 155 0.69   0.824 0.176 7 10.5 0.21           7 73.5 1.02 155         8 10.5 0.46 78   10.99     Солонка керна с проницаемостью ≈300×10^-3 мкм² 1 110 0.09   141.55   1 0 2 110 0.69     76.96 0.265 0.735 2 1100 6.01 161     0.192 0.808 3 110 1.80 161 6.84   0.679 0.321 4 110   8.05     0.679 0.321 5 110 1.70 161 7.24   0.750 0.250 6 110 0.65     81.69    

Проведены исследования по оценке влияния адсорбции поверхностно-активных веществ на фильтрацию углеводородов в условиях, моделирующих первичное вскрытие пласта и вызова притока. Для решения поставленной задачи оценивается изменение фильтрационно-емкостных свойств пород под влиянием бурового раствора, содержащего в своем составе ПАВ.

На начальной стадии работ керн насыщается моделью пластовой воды. Прокачкой керосина (не менее 10 поровых объемов) из образцов удалялась подвижная вода и формировалась остаточная водонасыщенность. Проводится измерение фазовой проницаемости по керосину (К_пр) до обработки, после чего осуществлялась закачка испытуемой жидкости с тангенциальным омыванием входного торца керна. Такая методика закачки раствора позволяет смоделировать движение бурового раствора по стволу скважины. Прокачивается не менее 5 объемов пор испытуемой жидкости, после чего производилась выдержка в течение 8 часов для того, чтобы жидкость прореагировала с породой. Далее моделировался вызов притока путем прокачки керосина в обратном направлении (не менее 10 поровых объемов). После стабилизации процесса производят замер проницаемости по керосину.

По окончании эксперимента оценивают коэффициент восстановления проницаемости (К_впр), который является отношением проницаемости после обработки к проницаемости до обработки кернового материала.

Коэффициент проницаемости рассчитывается по формуле

$${К}_{впр}=\frac{{К}_{пр\left(к\right)1}}{{К}_{пр\left(к\right)2}}\left(1\right)$$

где К_впр - коэффициент восстановления проницаемости; К_пр(к)1 - проницаемость по керосину после обработки; К_пр(к)2 - начальная проницаемость по керосину.

Состав раствора представлен в таблице 4. Результаты опытов представлены в таблице 5.

Таблица 4 Состав раствора Входящие компоненты Соотношение, % Натрий - карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ-700) 1.5 Крахмальный реагент (ПолиКР) 1.5 Хлорид натрия (NaCl) 5.0 Гидроксид натрия (NaOH) 0.05 Смазка водоотталкивающая ФК-2000 Плюс 1.5 Шлам 6.0 Вода остальное

Таблица 5 Результаты экспериментов Тип раствора Условный образец 10^-3 мкм² Проницаемость по керосину, 10^-3 мкм² К_впр, д. ед до после Полимерный 1 4.33 0.588 0.733 1.245 2 4.33 1.554 2.551 1.641 слабоминерализованный 3 4.13 2.544 2.671 1.050 4 4.01 1.793 2.289 1.276 Среднее значение 1.726 2.168 1.257

Проведенные работы показали, что проникновение в поровое пространство исследуемого раствора не вызывает ухудшения проницаемости. Наблюдается рост значения фазовой проницаемости по керосину в среднем 20%. Данный эффект, возможно, обусловлен эффектом ускорения фильтрации из-за периодичности адсорбции гидрофобизирующей добавки, в качестве которой в данном случае выступает ФК-2000.

Проведенные исследования с применением атомно-силового микроскопа подтвердили «островковую» структуру адсорбционного слоя поверхностно-активного вещества. При концентрации ПАВ 1% и 5% отмечается образование сплошного адсорбционного слоя на поверхности слюды. Анализ полученных данных показал, что в области малых концентраций гидрофобизирующих веществ происходит частичное покрытие обрабатываемой поверхности адсорбатом.

В ходе потоковых исследований после обработки кернового материала раствором ПАВ отмечено ускорение движения нефтяных частиц, выраженное в повышении значения фазовой проницаемости по нефти. Значение фазовой проницаемости после обработки повышается по сравнению с исходным значением на 36% (для среднепроницаемых образцов) и на 4% (для высокопроницаемых), для экспериментов по моделированию первичного вскрытия пласта прирост составил порядка 20%.

Таким образом, полученные данные подтверждают достижение заявленного технического результата в условиях образования «островковой» структуры адсорбционного слоя, выраженное в повышении значения фазовой проницаемости для нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам обработки призабойной зоны скважин. Технический результат - увеличение эффективности обработки за счет создания структурированного адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ в пласте. Способ включает определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества. Концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке. Осуществляют выбор скважины для проведения операции. Проводят контрольные замеры дебита, устьевых и забойных давлений. Исследуют скважины на установившихся и неустановившихся режимах. Осуществляют закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины. Затем осуществляют удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью. Устанавливают пакерующее устройство в скважине. Производят дальнейшую последовательную закачку водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину. Осуществляют выдержку скважины и последующий отбор нефти через добывающие скважины. 1 пр., 5 табл., 6 ил.

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке, выбор скважины для проведения операции, проведение контрольных замеров дебита, устьевых и забойных давлений, исследование скважины на установившихся и неустановившихся режимах, закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью, установку пакерующего устройства в скважине, дальнейшую последовательную закачку водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину, выдержку скважины и последующий отбор нефти через добывающие скважины.