СПОСОБ МНОГОСТАДИЙНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ В ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТАХ Российский патент 2018 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 C09K8/74 B82Y99/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на призабойные зоны пластов (ПЗП) нагнетательных скважин с целью увеличения проницаемости горных пород ПЗП и приемистости скважины.

Призабойная зона пласта - это прилегающий к стволу скважины участок продуктивного пласта, в котором скорость движения флюидов, фильтрационные сопротивления, перепады давления и потери энергии максимальны. В связи с этим даже незначительное загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины.

В системе разработки нефтегазовых месторождений нагнетательные скважины являются одним из важнейших элементов, который связывает наземные коммуникации с продуктивными пластами. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин вторичная кольматация ПЗП приводит к ухудшению пропускающей способности горных пород. Основными причинами кольматации ПЗП могут быть отложения солей, асфальтосмолистых веществ, парафина, набухание глин, образование эмульсий, выпадение осадка солей железа, гипса, осаждение твердых частиц продуктов коррозии, неэффективные жидкости закачки и глушения скважин.

Увеличение производительности нагнетательной скважины в период эксплуатации месторождения в режиме форсированного отбора жидкости проводится с целью поддержания материального баланса закачка-добыча и является столь же важным мероприятием, как интенсификация работы добывающей скважины. Значимость заключается во влиянии работы нагнетательной скважины на ряд реагирующих добывающих.

Для того чтобы эффективно решить проблему вторичной кольматации ПЗП, необходимо качественно ее диагностировать, что является нетривиальной задачей, учитывая широкий круг факторов, оказывающих влияние на проницаемость ПЗП.

При определении типа кольматирующего вещества рекомендуется учитывать результаты следующих исследований:

• анализ геолого-фациального состава коллектора (скелет породы, минералогический состав, состав цементирующего вещества и т.д.);

• химический анализ кольматирующего вещества (отложения на глубинном насосном оборудовании, неразрушившийся гель на скважинах после гидроразрыва пласта (ГРП), состав жидкости глушения и т.д.);

• физико-химический анализ пластовых флюидов;

• анализ результативности ранее проведенных обработок ПЗП.

Широко известно, что асфальто-смолистые, парафинистые вещества присутствуют в нефти в различных количествах, причем их доля в пластовой нефти увеличивается по мере выработки запасов, роста обводненности и нарушения термобарического равновесия пласта [1]. На фиг. 1 представлены результаты анализа характеристик нефтей на предмет образования асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО). В формировании АСПО участвуют в основном тяжелые компоненты нефти. В связи с этим осложнение добычи АСПО в особенности обостряется в процессе добычи высоковязких и высокосмолистых нефтей.

В условиях недостаточной изученности геолого-промысловых характеристик объектов разработки комплексирование различных операций и способов в единый технологический процесс позволяет существенно повысить общую успешность геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Из уровня техники известен способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины (патент РФ на изобретение №2302522), включающий следующие последовательные стадии обработки призабойных зон нагнетательных скважин: обработку кислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 1 м³/м, с последующей продавкой водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ) объемом 1,0 м³/м и другим раствором ПАВ объемом 1,5 м³/м, после чего выжидают 4 часа; обработку водным раствором ПАВ объемом 1,0 м³/м; обработку кислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 1 м³/м, после чего выжидают 2 часа. Недостатком известного способа является то, что он направлен на обработку исключительно терригенных заглинизированных продуктивных пластов, т.к. все композиции рабочих растворов, применяемых в данном способе, направлены на минимизацию и предотвращение набухания глинистых материалов, а также растворение силикатной составляющей пласта (разглинизацию). Именно поэтому во всех кислотных растворах, которые указаны в способе, применяют глинокислоту (смесь соляной с фтористоводородной кислотой). Данные химические составы кислотных композиций не позволяют применять их для обработки карбонатных коллекторов. Кроме того, недостатком известного способа является то, что предусмотрена выдержка рабочих растворов в ПЗП, что увеличивает время осуществления способа, время нахождения скважины на ремонтном периоде и дороговизну способа, а также то, что в способе не предусмотрена обработка ПЗП углеводородным растворителем для растворения АСПО.

Из уровня техники известен способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин в терригенных и карбонатных пластах (патент РФ на изобретение №2140531), принятый за наиболее близкий аналог, включающий следующие стадии обработки призабойных зон нагнетательных скважин: обработку кислотной композицией, в частности соляной кислотой, или плавиковой, или смесью соляной и плавиковой, или др. (приведены примеры с различными концентрациями и объемами); обработку кислотой с ПАВ; обработку кислотой с деэмульгатором и органическим растворителем, в частности, в качестве органических растворителей могут быть использованы углеводородные растворители или др.; обработку органическим растворителем с ПАВ или деэмульгатором. Реагенты закачивают в пласт в порядке, сочетаниях и объемах, определяемых состоянием скважины и до превышения фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, а технологическую выдержку и извлечение отработанного раствора депрессией осуществляют и после закачки органического растворителя. Объемы закачиваемых реагентов различной функциональной назначенности определяются исходя из радиусов обрабатываемых зон, определяемых на основании данных, полученных в результате гидродинамических исследований.

Известный способ имеет следующие недостатки:

1. В известном способе применяется глубинно-насосное оборудование для создания депрессии на пласт. То есть рабочий раствор, который был закачан в призабойную зону пласта на каждой из стадий обработки, полностью извлекается из ПЗП после каждой стадии закачки при помощи глубинно-насосного оборудования. Это значительно усложняет способ технически и продлевает время проведения способа. Все это в конечном итоге влияет на время нахождения скважины в ремонте и, следовательно, приводит к потере добычи нефти и удорожанию способа.

2. В способе не предусматривается продавка рабочих растворов вглубь пласта, отсутствие продавки не позволит обработать удаленную зону ПЗП.

3. В способе предусмотрена продолжительная выдержка рабочих растворов в ПЗП, что увеличивает время осуществления способа, время нахождения скважины на ремонтном периоде и дороговизну способа.

4. В способе нет четкой системы этапности проведения обработки.

Для устранения вышеуказанных недостатков предлагается технология, заключающаяся в многостадийной закачке технологических жидкостей в скважину при обработке ПЗП нагнетательных скважин, позволяющая увеличить эффективность воздействия каждой следующей пачки закачиваемых рабочих растворов на пластовую систему. Многостадийная обработка ПЗП специально подобранными химическими растворами и их комплексированием в рамках определенных стадий обработки по технологии позволяет на первом этапе удалить загрязняющие вещества из ближней к стволу скважины части ПЗП. Это обеспечивает увеличение глубины проникновения активных растворов, закачиваемых на последующих стадиях в удаленную часть ПЗП, которые увеличивают диаметр поровых каналов и проницаемость горных пород, увеличивая приемистость нагнетательной скважины.

Сущность изобретения заключается в том, что способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах включает следующие последовательные стадии обработки призабойной зоны нагнетательной скважины: солянокислотную обработку кислотной композицией объемом 0,5-1 м³/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ) объемом 2-3 м³/м; глинокислотную обработку глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5-0,8 м³/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м³/м; обработку углеводородным растворителем объемом 0,5 м³/м и глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5 м³/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м³/м. При этом может быть использована кислотная композиция следующего состава, % об.: 30-%-ная соляная кислота - 50-63, диэтиленгликоль - 6-16, уксусная кислота - 1-3, гидрофобизатор на основе амидов - 1-3, ингибитор коррозии - 1,5-2, техническая вода - остальное. В случае продавки водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния используют 1-2%-ный водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния, тогда водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 32-40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5-67,5, вода - остальное. В случае продавки водным раствором ПАВ используют 2-4%-ный водный раствор ПАВ, тогда водный раствор ПАВ содержит, % масс.: диэтиленгликоль - 1-3, гидрофобизатор на основе амидов - 0,5-2, техническую воду - остальное. В качестве глинокислотной композиции используют композицию следующего состава, % об.: 30-процентная соляная кислота - 48-60, плавиковая кислота - 1-4, диэтиленгликоль - 6-16, уксусная кислота - 1-3, гидрофобизатор на основе амидов - 1-3, ингибитор коррозии - 1,5-2, техническая вода - остальное. Концентрация соляной кислоты может быть 8-12% масс., концентрация плавиковой кислоты - не выше 4% масс. В качестве углеводородного растворителя можно использовать толуольную фракцию прямогонного бензина или концентрат ароматических углеводородов С₁₀.

Техническим результатом изобретения является увеличение производительности нагнетательных скважин посредством увеличения их приемистости, в частности восстановление и увеличение проницаемости горных пород ПЗП, снижение межфазного натяжения на границах раздела фаз пластовой системы, снижение вязкости нефти в обрабатываемом интервале за счет последовательного применения композиций солянокислотного раствора и органических растворителей, а также предотвращение выпадения нерастворимых осадков и повышения результативности обработки путем удаления карбонатных материалов из ПЗП за счет применения глинокислотной композиции. Кроме того, техническим результатом является уменьшение времени осуществления способа, времени нахождения скважины на ремонтном периоде и дороговизны способа за счет отсутствия выдержки рабочих растворов в ПЗП, упрощение способа и его удешевление за счет отсутствия глубинно-насосного оборудования, а также упрощение способа за счет использования четкой системы этапности проведения обработки и конкретных объемов используемых композиций, максимально увеличивающих производительность нагнетательных скважин.

Для исследования растворяющей способности углеводородных растворителей были проведены лабораторные эксперименты, описанные ниже.

Углеводородные растворители применяются как отдельно, так и в сочетании с солянокислотными составами для растворения АСПО. Растворители могут эффективно применяться совместно с кислотой в том случае, когда АСПО находятся в смеси с неорганическими солеотложениями или покрыты ими [1].

Многостадийная технология обработки ПЗП нагнетательных скважин предусматривает последовательное применение композиций солянокислотного раствора и органических растворителей, совместная работа которых позволяет:

- восстановить и увеличить проницаемость горных пород ПЗП;

- снизить межфазное натяжение на границах раздела фаз пластовой системы;

- снизить вязкость нефти в обрабатываемом интервале.

Лабораторные эксперименты по исследованию растворяющей способности различных углеводородных растворителей по отношению к АСПО (фиг. 2) показали, что наиболее активными являются растворители на основе концентратов ароматических углеводородов - бензол, толуол, Нефрас А 150/330. Характеристика растворителей представлена на фиг. 2. Растворитель марки Нефрас А 150/330 представляет собой концентрат ароматических углеводородов с числом атомов углерода С_9-10. Углеводородные растворители содержат ароматические углеводороды, такие как бензол, ксилол, толуол, а также отходы химических и нефтехимических производств.

Выбор растворителя АСПО для каждого месторождения индивидуален и зависит от химического состава отложений. В связи с этим наиболее эффективный состав растворителя и кислотной композиции к конкретным продуктивным пластам необходимо подбирать индивидуально экспериментальным методом.

По результатам проведенных лабораторных исследований определено, что наиболее эффективными растворителями АСПО являются:

- толуольная фракция прямогонного бензина (60-85°С);

- концентрат ароматических углеводородов С₁₀.

В качестве кислотной композиции используют композицию, содержащую соляную кислоту, диэтиленгликоль, уксусную кислоту, гидрофобизатор на основе амидов, ингибитор коррозии, техническую воду, причем объемная доля химического состава кислотной композиции может находиться в интервалах, % об.: 30-процентная соляная кислота - 53-63, диэтиленгликоль - 4-8, уксусная кислота - 1-3, гидрофобизатор на основе амидов - 1-3, ингибитор коррозии - 1,5-2, техническая вода - остальное.

При проведении обработок в горных породах с проницаемостью выше 1000 мкм² рекомендуется применение загущенной кислотной композиции. В качестве реагентов для загущения исходя из необходимых для достижения параметров вязкости могут применяться:

- раствор карбоксиметилцеллюлозы в интервалах, % об.: 3-10;

- Диэтаноламид (Кокамид ДЭА) в интервалах, % об.: 2-9;

- Кокамид ДЭА + Этиленгликоль в равных долях в интервале, % об.: 3-12,5;

- Кокамид ДЭА + Глицерин в равных долях в интервале, % об.: 3-12.

Для исследования снижения межфазного натяжения для различных составов были проведены следующие лабораторные эксперименты.

Определение межфазного натяжения для трех образцов водных растворов ПАВ с добавкой реагентов ИВВ-1; ГФ-1К; наночастиц коллоидной двуокиси кремния (SiO₂) осуществлялось на границе водных растворов исследуемых реагентов, приготовленных на основе дистиллированной воды, и керосина. Результаты экспериментов представлены на фиг. 3.

По результатам экспериментов определено, что для всех исследуемых реагентов характерна динамика снижения межфазного натяжения при увеличении концентраций до 3-4% масс. Для водных растворов ИВВ-1 и ГФ-1К снижение концентрации реагентов в растворе до 1% масс. приводит к повышению межфазного натяжения до 1 мН/м и более.

Сравнительно лучший результат показал образец «Водный раствор с добавкой наночастиц коллоидной двуокиси кремния SiO₂», для которого характерно сохранение низкого значения межфазного натяжения (менее 0,45 мН/м) даже при концентрации 1% масс. Дальнейшее снижение концентрации наночастиц в водном растворе до 0,5% приводит к повышению межфазного натяжения до 1,1 мН/м.

Для проведения многостадийной обработки ПЗП нагнетательных скважин используется следующее оборудование и специальная техника.

Необходимо привлечение бригады капитального ремонта скважин (КРС) с целью локализации обрабатываемых интервалов. Локализация интервалов производится установкой пакерующих устройств (например, ПРО-ЯМО-ЯГ или ПОМ-ЯГК). В зависимости от геолого-технических условий скважины обработки по технологии могут проводиться с применением однопакерных (фиг. 4) или двухпакерных схем (фиг. 5). А именно, на фиг. 4 показана однопакерная схема, в которой: 1 - буферная задвижка; 2 - превентор; 3 - манометр на затрубной задвижке; 4 - эксплуатационная колонна; 5 - насосно-компрессорная труба (НКТ); 6 - пакер с гидроякорем; 7 - хвостовик с воронкой (10 м); 8 - продуктивный интервал. На фиг. 5 показана двухпакерная схема, в которой: 1 - буферная задвижка; 2 - превентор; 3 - манометр на затрубной задвижке; 4 - эксплуатационная колонна; 5 - НКТ; 8 - продуктивный интервал; 9 - перепускной клапан 10 - упорный пакер с гидроякорем; 11 - щелевой фильтр; 12 - заглушка; 13 - пакер ПРО (ПОМ); 14 - нижележащий продуктивный интервал. Верхний пакер как в однопакерной, так и в двухпакерной технологической схеме рекомендуется устанавливать на 10-15 м выше обрабатываемого интервала.

При проведении обработок по многостадийной технологии задействуется стандартное оборудование, которое необходимо для проведения кислотных обработок ПЗП. Количество и вид специальной техники для проведения работ по многостадийной технологии обработки ПЗП (фиг. 6) рассчитаны при условии приготовления рабочих технологических жидкостей на растворном узле.

Представленный на фиг. 4 перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла, технологических параметров и особенностей конструкции скважины.

Для проведения работ по комплексной технологии задействуется 1 бригада КРС. Минимальное время проведения работ на скважине, включая подготовку скважины, закачку растворов по технологии и освоение, составляет 70-80 часов. Схема расстановки специальной техники на скважине представлена на фиг. 7. А именно, на фиг. 7 показана схема, в которой: 15 - кислотный агрегат; 16 - автоцистерна; 17 - технологическая емкость; 18 - насосный агрегат; 19 - устье скважины. Вся техника должна быть расставлена кабиной по направлению к ветру с расстояниями между техникой не менее 1 м и не менее 10 м от устья скважины.

Многостадийная обработка ПЗП нагнетательных скважин проводится следующим образом.

Закачку технологических жидкостей в скважину при многостадийной обработке ПЗП необходимо производить в следующем порядке: 1 стадия - солянокислотная обработка (СКО) в объеме 0,5-1 м³/м + водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) (продавочная жидкость) в объеме 2-3 м³/м, 2 стадия - глинокислотная обработка (ГКО) в объеме 0,5-0,8 м³/м + продавочная жидкость в объеме 2-3 м³/м, 3 стадия - углеводородный растворитель в объеме 0,5 м³/м + ГКО в объеме 0,5 м³/м + продавочная жидкость в объеме 2-3 м³/м.

Первая стадия

В качестве первой стадии технологии проводится солянокислотная обработка (СКО) с общим объемом кислотной композиции (% об.: 30-процентная соляная кислота в интервале - 50-63, диэтиленгликоль в интервале - 6-16, уксусная кислота в интервале - 1-3, гидрофобизатор на основе амидов в интервале - 1-3, ингибитор коррозии в интервале - 1,5-2, техническая вода - остальное), рассчитанным из расхода 0,5-1 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта. Следом за закачкой кислотной композиции производится ее продавка продавочной жидкостью, в качестве которой может быть использован 1-2-процентный водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния или 2-4-процентный водный раствор ПАВ.

Цель у этих видов продавочной жидкости одна - снижение межфазного натяжения на границах раздела фаз пластовой системы, а также продавка растворов, закачанных на предыдущих этапах, и продуктов реакции этих растворов с пластовой системой вглубь пласта. Функция продавочной жидкости - очистка фильтрационных каналов пласта от кольматантов и продуктов реакции растворов с пластовой системой.

В рамках предлагаемой технологии может применяться и тот, и другой вид продавочной жидкости без ущерба для технологии. При этом по результатам сравнительных лабораторных исследований (см. график на фиг. 3) определено, что наиболее эффективно снижает межфазное натяжение водный раствор с добавкой наночастиц коллоидной двуокиси кремния. Однако с целью удешевления способа допустимо применение водных растворов ПАВ.

Раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния может содержать, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте в интервалах - 32-40, монометиловый эфир пропиленгликоля в интервалах - 59,5-67,5, вода - остальное. Водный раствор ПАВ в зависимости от необходимых физико-химических свойств может содержать, % масс.: диэтиленгликоль в интервалах - 1-3, гидрофобизатор на основе амидов в интервалах - 0,5-2, техническая вода - остальное. Целью первой стадии является удаление карбонатных материалов из ПЗП для предотвращения выпадения нерастворимых осадков и повышения результативности последующей второй стадии обработки интервала глинокислотной композицией. Необходимость предварительной СКО обосновывается тем, что глинокислотный состав, применяемый на второй стадии - глинокислотная обработка (ГКО), при взаимодействии с карбонатами образует нерастворимый осадок фтористого кальция, который кольматирует поровые каналы.

С целью снижения реакционной способности кислоты по отношению к горной породе и увеличения, таким образом, глубины ее проникновения концентрация кислоты в готовой кислотной композиции выдерживается в интервалах 10-16%.

При проведении первой стадии время выдержки кислоты для реакции не предусматривается. Для продавки кислоты используют продавочную жидкость, в качестве которой может быть использован водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водный раствор ПАВ, облегчающий удаление продуктов реакции. Поскольку продукты реакции продавливаются в удаленные зоны пласта, объем водного раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водного раствора ПАВ должен быть значительным - 2-3 м³/м.

Вторая стадия

Целью второй стадии является увеличение проницаемости ПЗП воздействием глинокислотной композиции на алюмосиликатный скелет (матрицу) породы. Глинокислотная композиция состоит из, % об.: 30-процентная соляная кислота в интервале - 48-60, фтористоводородная кислота в интервале - 1-4, диэтиленгликоль в интервале - 6-16, уксусная кислота в интервале - 1-3, гидрофобизатор на основе амидов в интервале - 1-3, ингибитор коррозии в интервале - 1,5-2, техническая вода - остальное.

Особенностью второй стадии является быстрая реакция плавиковой кислоты с алюмосиликатным материалом горной породы. Для предупреждения образования в поровом пространстве пласта геля кремниевой кислоты плавиковая кислота применяется только в смеси с соляной. При этом концентрация соляной кислоты выдерживается в интервале 8-12% масс., концентрация плавиковой - не выше 4% масс.

Ввиду того что при взаимодействии плавиковой кислоты с карбонатами происходит образование нерастворимого осадка фтористого кальция, проведение второй стадии обработки имеет ограничения и особые приемы проведения обработки:

• закачка глинокислоты производится с максимально возможной скоростью с целью увеличения глубины проникновения состава;

• практически отсутствует время ожидания реакции, немедленно после закачки производится продавка глинокислотного состава;

• продавка продуктов реакции производится водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ, обеспечивающем продавку продуктов реакции из ПЗП в удаленные зоны пласта;

• недопустимо проводить обработки в скважинах, заглушенных хлористым кальцием или хлористым натрием, т.к. плавиковая кислота вступает в реакцию с указанными реагентами с образованием нерастворимого осадка. Обработка возможна только в пресной водной среде, нефтяной среде или в растворе хлористого аммония.

Третья стадия

Отличительной особенностью третьей стадии является закачка двух активных пачек: первая - углеводородный растворитель в объеме 0,5 м³/м (толуольная фракция прямогонного бензина или концентрат ароматических углеводородов С₁₀); вторая - глинокислотная композиция (% об.: 30-процентная соляная кислота в интервале - 48-60, плавиковая кислота - 1-4, диэтиленгликоль в интервале - 6-16, уксусная кислота в интервале - 1-3, гидрофобизатор на основе амидов в интервале - 1-3, ингибитор коррозии в интервале - 1,5-2, техническая вода - остальное) в объеме 0,5 м³/м.

Цель закачки углеводородного растворителя - очистка поверхности пор от нефти и АСПО, облегчение доступа кислотной композиции к ранее недоступной поверхности поровых каналов. Одновременно растворитель, поступивший в более проницаемые водонасыщенные каналы, испытывает сопротивление продвижению по ним, т.к. является лиофобным. Закачиваемая непосредственно за растворителем кислотная композиция не поступает в те каналы, по которым продвигались предыдущие порции кислоты во время первой и второй стадии, т.к. эти каналы заполнены растворителем. Таким образом, растворитель выполняет функции отклонителя, перенаправляя кислотный состав в менее проницаемые поровые каналы и трещины ПЗП.

Необходимо принять во внимание, что при закачке растворителя из-за низкой плотности жидкости насосный агрегат (например, ЦА-320) испытывает дополнительное противодавление в 30-40 атм, образующееся за счет разности плотностей скважинной жидкости и растворителя. Если скважина поглощает воду при 180 атмосферах, для закачки растворителя давление придется поднять до 210 атмосфер, что увеличивает возможность возникновения аварийной ситуации.

В случае проведения технологии в скважине без установки пакера необходимо принимать во внимание, что как только растворитель выходит из НКТ в эксплуатационную колонну, он стремится всплыть в скважинной жидкости. Всплытия не произойдет только в том случае, если скорость движения растворителя вниз к пласту по колонне будет выше скорости всплытия. Такие условия особенно остро проявляются при приемистости скважины ниже 150 м³/сут. В связи с этим растворитель может быть закачан в скважину только на третьей стадии, когда приемистость скважины увеличена за счет первых двух стадий обработки.

Лиофобность растворителя обеспечивает снижение приемистости скважины на 20-25% в момент закачки и восстановление приемистости через 10-20 часов [1]. Таким образом, отклоняющее действие растворителя распространяется только на ту порцию кислоты, которая закачивается непосредственно за ним, поэтому не рекомендуется делать перерывы между второй и третьей стадиями обработки.

При прочих равных условиях, если приемистость скважины перед проведением второй стадии достаточно высока для закачки растворителя, возможно применение его во второй стадии.

В результате замещения растворителя на более тяжелую жидкость, возможно поступление в пласт жидкости глушения, что может ухудшить проницаемость ПЗП. Не поступивший в пласт растворитель скапливается в затрубном пространстве скважины, противодавление на пласт снижается, что может привести к нефтепроявлению в период ремонтных работ.

Далее приведены примеры осуществления способа многостадийной обработки в терригенных коллекторах с линзовидными прослоями глин (пласты БС8, БС10-1), характеризующихся низкопроницаемыми (5-100 мД) продуктивными пластами.

Все работы производились по технологической схеме, представленной на фиг. 5, (двухпакерная компоновка скважинного оборудования) с расстановкой оборудования по схеме, представленной на фиг. 7.

Пример 1

Первая стадия обработки

В качестве первой стадии проводилась солянокислотная обработка (СКО) с общим объемом кислотной композиции (% об.: 30-процентная соляная кислота - 60, диэтиленгликоль - 10, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное), рассчитанным из расхода 0,5 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта. Следом за закачкой кислотной композиции производилась продавка кислотной композиции 1-процентным водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния в объеме 3 м³/м, содержащим, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 38, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59, вода - остальное.

Вторая стадия обработки

Производилась глинокислотная обработка в объеме 0,5 м³/м, композицией следующего состава % об.: 30-процентная соляная кислота - 55, плавиковая (фтористоводородная) кислота - 2,5, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное. Далее производилась продавка глинокислотной композиции водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния в объеме 3 м³/м.

Третья стадия обработки

Производилась закачка двух активных пачек: первая (0,5 м³/м) - углеводородный растворитель (Нефрас А 150/330); вторая (0,5 м³/м) - глинокислотная композиция (% об.: 30-процентная соляная кислота - 55, плавиковая кислота - 2,5, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное) и на завершающей стадии продавка активных пачек в глубь пласта производилась 1-процентным водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния в объеме 3 м³/м, содержащим, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 38, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59, вода - остальное.

Приемистость нагнетательной скважины после обработки выросла на 78 м³/сут. Приемистость скважины до обработки составляла 112 м³/сут, после обработки 190 м³/сут.

Пример 2

Первая стадия обработки

В качестве первой стадии проводилась солянокислотная обработка (СКО) с общим объемом кислотной композиции (% об.: 30-процентная соляная кислота - 58, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 3, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное), рассчитанным из расхода 1 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта. Следом за закачкой кислотной композиции производилась продавка кислотной композиции 2-процентным водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния в объеме 2,5 м³/м, содержащим, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 38, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59, вода - остальное.

Вторая стадия обработки

Производилась глинокислотная обработка в объеме 0,8 м³/м, композицией следующего состава % об.: 30-процентная соляная кислота в интервалах - 53, плавиковая кислота - 4, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное. Далее производилась продавка глинокислотной композиции 2-процентным водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния в объеме 2,5 м³/м.

Третья стадия обработки

Производилась закачка двух активных пачек: первая (0,5 м³/м) - углеводородный растворитель (Нефрас А 150/330); вторая (0,5 м³/м) - глинокислотная композиция (% об.: 30-процентная соляная кислота в интервалах - 53, плавиковая кислота - 4, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное) и на завершающей стадии продавка активных пачек в глубь пласта производилась 2-процентным водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния в объеме 2,5 м³/м, содержащим, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 38, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59, вода - остальное.

Приемистость нагнетательной скважины после обработки выросла на 85 м³/сут. Примемистость до обработки составляла 105 м³/сут, после обработки 190 м³/сут.

Пример 3

Первая стадия обработки

В качестве первой стадии проводилась солянокислотная обработка (СКО) с общим объемом кислотной композиции (% об.: 30-процентная соляная кислота - 58, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 3, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное), рассчитанным из расхода 0,5 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта. Следом за закачкой кислотной композиции производилась продавка кислотной композиции 1,5-процентным водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния в объеме 2 м³/м, содержащим, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 38, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59, вода - остальное.

Вторая стадия обработки

Производилась глинокислотная обработка в объеме 0,5 м³/м, композицией следующего состава % об.: 30-процентная соляная кислота в интервалах - 53, плавиковая кислота - 4, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное. Далее производилась продавка глинокислотной композиции 1,5-процентным водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния в объеме 2 м³/м.

Третья стадия обработки

Производилась закачка двух активных пачек: первая (0,5 м³/м) - углеводородный растворитель (Нефрас А 150/330); вторая (0,5 м³/м) - глинокислотная композиция (% об.: 30-процентная соляная кислота в интервалах - 53, плавиковая кислота - 4, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное) и на завершающей стадии продавка активных пачек в глубь пласта производилась 1,5-процентным водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния в объеме 2 м³/м, содержащим, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 38, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59, вода - остальное.

Приемистость нагнетательной скважины после обработки выросла на 54 м³/сут. Приемистость скважины до обработки составляла 95 м³/сут, после обработки 149 м³/сут.

Пример 4

Первая стадия обработки

В качестве первой стадии проводилась солянокислотная обработка (СКО) с общим объемом кислотной композиции (% об.: 30-процентная соляная кислота - 60, диэтиленгликоль - 10, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное), рассчитанным из расхода 0,5 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта. Следом за закачкой кислотной композиции производилась продавка кислотной композиции 2-процентным водным раствором ПАВ (ИВВ-1) в объеме 2 м³/м, содержащим, % масс.: диэтиленгликоль - 2, гидрофобизатор на основе амидов - 1, техническую воду - остальное.

Вторая стадия обработки

Производилась глинокислотная обработка в объеме 0,5 м³/м, композицией следующего состава % об.: 30-процентная соляная кислота - 55, плавиковая (фтористоводородная) кислота - 3, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное. Далее производилась продавка глинокислотной композиции 2-процентным водным раствором ПАВ (ИВВ-1) в объеме 2 м³/м, содержащим, % масс.: диэтиленгликоль - 2, гидрофобизатор на основе амидов - 1, техническую воду - остальное.

Третья стадия обработки

Производилась закачка двух активных пачек: первая (0,5 м³/м) - углеводородный растворитель (Нефрас А 150/330); вторая (0,5 м³/м) - глинокислотная композиция (% об.: 30-процентная соляная кислота - 55, плавиковая (фтористоводородная) кислота - 3, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное) и на завершающей стадии продавка активных пачек в глубь пласта производилась 2-процентным водным раствором ПАВ (ИВВ-1) в объеме 2 м³/м, содержащим, % масс.: диэтиленгликоль - 2, гидрофобизатор на основе амидов - 1, техническую воду - остальное.

Приемистость нагнетательной скважины после обработки выросла на 36 м³/сут. Приемистость скважины до обработки составляла 97 м³/сут, после обработки 133 м³/сут.

Пример 5

Первая стадия обработки

В качестве первой стадии проводилась солянокислотная обработка (СКО) с общим объемом кислотной композиции (% об.: 30-процентная соляная кислота - 60, диэтиленгликоль - 10, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное), рассчитанным из расхода 1 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта. Следом за закачкой кислотной композиции производилась продавка кислотной композиции 4-процентным водным раствором ПАВ (ИВВ-1) в объеме 3 м³/м, содержащим, % масс.: диэтиленгликоль - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 2, техническую воду - остальное.

Вторая стадия обработки

Производилась глинокислотная обработка в объеме 0,8 м³/м, композицией следующего состава % об.: 30-процентная соляная кислота - 55, плавиковая (фтористоводородная) кислота - 2,5, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное. Далее производилась продавка глинокислотной композиции 4-процентным водным раствором ПАВ (ИВВ-1) в объеме 3 м³/м, содержащим, % масс.: диэтиленгликоль - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 2, техническую воду - остальное.

Третья стадия обработки

Производилась закачка двух активных пачек: первая (0,5 м³/м) - углеводородный растворитель (Нефрас А 150/330); вторая (0,5 м³/м) - глинокислотная композиция (% об.: 30-процентная соляная кислота - 55, плавиковая (фтористоводородная) кислота - 2,5, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное) и на завершающей стадии продавка активных пачек в глубь пласта производилась 2-процентным водным раствором ПАВ (ИВВ-1) в объеме 3 м³/м, содержащим, % масс.: диэтиленгликоль - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 2, техническую воду - остальное.

Приемистость нагнетательной скважины после обработки выросла на 85 м³/сут. Приемистость скважины до обработки составляла 164 м³/сут, после обработки 249 м³/сут.

Пример 6

Первая стадия обработки

В качестве первой стадии проводилась солянокислотная обработка (СКО) с общим объемом кислотной композиции (% об.: 30-процентная соляная кислота - 50, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 2, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное), рассчитанным из расхода 1 м³ на 1 м перфорированной мощности пласта. Следом за закачкой кислотной композиции производилась продавка кислотной композиции 4-процентным водным раствором ПАВ (ИВВ-1) в объеме 3 м³/м, содержащим, % масс.: диэтиленгликоль - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 2, техническую воду - остальное.

Вторая стадия обработки

Производилась глинокислотная обработка в объеме 0,8 м³/м, композицией следующего состава % об.: 30-процентная соляная кислота - 48, плавиковая (фтористоводородная) кислота - 4, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное. Далее производилась продавка глинокислотной композиции 4-процентным водным раствором ПАВ (ИВВ-1) в объеме 3 м³/м, содержащим, % масс.: диэтиленгликоль - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 2, техническую воду - остальное.

Третья стадия обработки

Производилась закачка двух активных пачек: первая (0,5 м³/м) - углеводородный растворитель (Нефрас А 150/330); вторая (0,5 м³/м) - глинокислотная композиция (% об.: 30-процентная соляная кислота - 48, плавиковая (фтористоводородная) кислота - 4, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1,5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное) и на завершающей стадии продавка активных пачек в глубь пласта производилась 2-процентным водным раствором ПАВ (ИВВ-1) в объеме 3 м³/м, содержащим, % масс.: диэтиленгликоль - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 2, техническую воду - остальное.

Приемистость нагнетательной скважины после обработки выросла на 58 м³/сут. Приемистость скважины до обработки составляла 170 м³/сут, после обработки 228 м³/сут.

Результаты анализа опыта применения растворителей в многостадийных обработках ПЗП показывают, что граничная приемистость скважины, достаточная для закачки растворителя в пласт без осложнений, находится в интервале 100-110 м³/сут. Поэтому пачку растворителя рекомендуется закачивать либо в период проведения второй, либо третьей стадии в зависимости от величины приемистости скважины.

Определено, что применение водных растворов наночастиц SiO₂ в качестве продавочной жидкости позволяет достичь большей эффективности, чем применение водных растворов ПАВ при обработках в сложнопостроенных заглинизированных низкопроницаемых терригенных коллекторах.

Таким образом, настоящее изобретение обеспечивает увеличение производительности нагнетательных скважин посредством увеличения их приемистости, в частности восстановление и увеличение проницаемости горных пород ПЗП, снижение межфазного натяжения на границах раздела фаз пластовой системы, снижение вязкости нефти в обрабатываемом интервале за счет последовательного применения композиций солянокислотного раствора и органических растворителей, а также предотвращение выпадения нерастворимых осадков и повышение результативности обработки путем удаления карбонатных материалов из ПЗП за счет применения глинокислотной композиции. Кроме того, изобретение обеспечивает уменьшение времени осуществления способа, времени нахождения скважины на ремонтном периоде и дороговизны способа за счет отсутствия выдержки рабочих растворов в ПЗП, упрощение способа и его удешевление за счет отсутствия глубинно-насосного оборудования, а также упрощение способа за счет использования четкой системы этапности проведения обработки и конкретных объемов используемых композиций, максимально увеличивающих производительность нагнетательных скважин.

Источники информации

1. Глущенко В.А., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: Изд. в пяти томах. - Т. 4. Кислотная обработка скважин / Под ред. проф. И.Т. Мищенко. - М.: Интерконтакт наука, 2010. - 703 с.

2. Rabie, А.I., & Nasr-El-Din, Н.А. (2015, September 14). Effect of Acid Additives on the Reaction of Stimulating Fluids During Acidizing Treatments. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/175827-MS.

3. Зейгман Ю.В., Сергеев B.B. Лабораторные испытания кислотных составов для обработки скважин с карбонатными и терригенными коллекторами / ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело. - 2015. №6. - С. 39-45.

4. Cairns, A.J., Al-Muntasheri, G.A., Sayed, М., Fu, L., & Giannelis, Е.Р. (2016, February 24). Targeting Enhanced Production through Deep Carbonate Stimulation: Stabilized Acid Emulsions. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/178967-MS.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление. Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах включает стадии: солянокислотную обработку кислотной композицией объемом 0,5-1 м³/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором поверхностно-активного вещества ПАВ объемом 2-3 м³/м; глинокислотную обработку глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5-0,8 м³/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м³/м; обработку углеводородным растворителем объемом 0,5 м³/м и глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5 м³/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м³/м. В качестве кислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 50-63; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода – остальное. В качестве глинокислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 48-60; плавиковая кислота 1-4; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода – остальное. В качестве водного раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния используют 1-2%-ный водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния, содержащий, мас.%: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 32-40; монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5-67,5; воду – остальное. В качестве водного раствора ПАВ используют 2-4%-ный водный раствор ПАВ, содержащий, мас.%: диэтиленгликоль 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 0,5-2; техническую воду – остальное. В качестве углеводородного растворителя используют растворитель на основе толуольной фракции прямогонного бензина или на основе концентрата ароматических углеводородов С₁₀. 1 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах, включающий следующие последовательные стадии обработки призабойной зоны нагнетательной скважины:

- солянокислотную обработку кислотной композицией объемом 0,5-1 м³/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором поверхностно-активного вещества ПАВ объемом 2-3 м³/м,

- глинокислотную обработку глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5-0,8 м³/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м³/м,

- обработку углеводородным растворителем объемом 0,5 м³/м и глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5 м³/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м³/м,

при этом в качестве кислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 50-63; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода - остальное, в качестве глинокислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 48-60; плавиковая кислота 1-4; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода - остальное, в качестве водного раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния используют 1-2%-ный водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния, содержащий, мас.%: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 32-40; монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5-67,5; воду - остальное, в качестве водного раствора ПАВ используют 2-4%-ный водный раствор ПАВ, содержащий, мас.%: диэтиленгликоль 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 0,5-2; техническую воду - остальное, в качестве углеводородного растворителя используют растворитель на основе толуольной фракции прямогонного бензина или на основе концентрата ароматических углеводородов С₁₀.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация соляной кислоты - 8-12 мас.%, концентрация плавиковой кислоты - не выше 4 мас.%.