Способ обработки призабойной зоны пласта Российский патент 2024 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к кислотной обработке пласта с последующей нейтрализацией остатков кислоты после обработки.

Известен способ нейтрализации остатков соляной кислоты после обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2724725, МПК E21B 43/27, опубл. 25.06.2020. Бюл. № 18), включающий закачку щелочи в скважину для нейтрализации кислоты, причем в качестве щелочи используют капсулированный гидроксид натрия, перед закачкой капсулированного гидроксида натрия в скважину на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: контейнер под реагент, насосно-компрессорная труба, обратный клапан, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами, насосно-компрессорная труба, пакер, насосно-компрессорная труба, клапан циркуляционный полнопроходной, насосно-компрессорная труба, цилиндр насоса или якорный башмак вставного насоса, лифт насосно-компрессорной трубы, заполняют контейнер под реагент капсулированным гидроксидом натрия, спускают собранную компоновку в скважину так, чтобы пакер находился выше интервала перфорации, производят фильтрацию скважинной продукции из ствола скважины, ежедневно отбирают пробы на водородный показатель в комплексе с отобранным объемом жидкости.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности использования в высокодебитных скважинах, так как прокачка продукции пласта на входе насоса через контейнер с капсулированным гидроксида натрия резко увеличивает сопротивление потоку (пропорционально скорости потока), а сокращенное время взаимодействия кислой среды с гидроксидом натрия (также пропорционально скорости потока) – снижает эффективность нейтрализации кислой среды, при этом после нейтрализации остаточные капсулы также будут осуществлять сопротивление потоку, снижая коэффициент полезного действия (КПД) насоса, увеличивая энергетические затраты на подъем жидкости из скважины, при этом уменьшается надежность из-за большого количества дополнительных деталей, спускаемых в скважину.

Известен также способ обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2198290, МПК E21B 43/27, опубл. 10.02.2003. Бюл. № 4), включающий последовательную закачку в пласт раствора, содержащего щелочь - гидроксид щелочного металла, буфера и двух кислотных растворов в два этапа, сначала содержащий соляную, затем плавиковую кислоту, и освоение скважины без выдержки растворов на реагирование в пласте, причем буфером разделяют и кислотные растворы, в качестве буфера закачивают газ, а концентрацию растворов принимают с обеспечением минимальной вязкости продуктов при сохранении реактивной способности кислот.

Недостатками данного способа являются увеличение количества закачиваемых кислот из-за предварительной закачки щелочи, которая нейтрализует кислоты, снижает их эффективность и требует большой выдержки после закачки для реагирования компонентов, а также узкая область применения, так как при использовании с пластах с низкой проницаемостью (1 мД и менее) закачка газ приводит к кольматации коллектора пласта, что не допустимо, при этом газ также увеличивает время реагирования кислот.

Наиболее близким по технической сущности является способ реагентной обработки скважины пласта (патент RU № 2198290, МПК E21B 43/27, опубл. 10.02.2003. Бюл. № 4), включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по pH, выдержку во времени и удаление продуктов реакции из пласта, причем выдержку технологических растворов с противоположными значениями среды по pH осуществляют в скважине не менее 4 ч, а между ними закачивают технологический раствор с нейтральным значением pH 7 и выдерживают его не менее 2 ч.

Недостатками данного способа являются большие затраты времени не реагирование из-за отсутствия подбора реагентов по виду (терригенный или карбонатные) и химическому составу коллектора пласта и невозможности достижения нейтрализации после длительной выдержки промежуточного раствора – буферной жидкости с нейтральным значением pH 7, что требует откачки продуктов реакции из пласта (например, свабированием, интенсивной откачкой насосом или т.п.) перед осуществлением добычи продукции пласта.

Техническим результатом является создание способа обработки призабойной зоны пласта, позволяющего сократить время кислотной обработки пласта за счет подбора наиболее активного для данного коллектора кислотного раствора и времени на нейтрализацию с увеличением эффективности за счет закачки с одним давлением без выдержки буферной жидкости и щелочного раствора – гидроксида щелочного металла, позволяющего нейтрализовать до 90% не прореагировавшего к коллектором пласта кислотного состава.

Техническим решением является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в коллектор пласта кислотного состава, буфера и оторочки щелочи.

Новым является то, что кислотный состав выбирают по результатам фильтрационных испытаний в лабораторных условиях, исходя из максимальной эффективности растворения коллектора, времени реагирования в водной среде и количества непрореагировавшего кислотного состава, закачивают кислотный состав в скважину в объеме, обеспечивающем необходимый охват пласта, задавливая полностью в пласт технологической жидкостью, в качестве которой используют техническую или минерализованную воду, после чего на завершающих стадиях закачки производят последовательно закачку в объемном соотношении 1:2 буфера в виде жидкости с нейтральным рН и оторочки щелочи в виде 20%-ного водного раствора NaOH для нейтрализации как минимум 90% непрореагировавшего кислотного состава в пласте для обеспечения рН 7±0,3 в добываемой продукции из пласта после закачки.

Способ обработки призабойной зоны пласта реализуется в следующей последовательности.

Отобранные при бурении скважины керны коллектора пласта в лабораторных условиях подвергаются воздействию различными типами кислот для определения из них наиболее эффективных растворяющих материал сиротствующего керна кислотных составов. После чего керны в среде минерализованной воды, соответствующей пластовой, подвергаются воздействию наиболее эффективного кислотного состава для определения количества непрореагировавшего состава и количества щелочи в виде 20% водного раствора NaOH для нейтрализации 90-100% непрореагировавшего кислотного состава. Правильно подобранный кислотный состав позволяет сократить время кислотной обработки пласта в 1,5-2 раза по сравнению с аналогами.

Необходимый объем кислотного состава выбирают из необходимого охвата коллектора пласта вокруг скважины, что определяется технологами и авторы на это не претендуют. Объем кислотного состава определяют по формуле:

где V - объем кислотного состава для закачки в пласт, м³;

D – диаметр охвата кислотной обработкой пласта, м;

d_н – наружный диаметр обсадной колонны, м;

H – толщина продуктивного пласта, м.

Исходя из объема кислотного состава определяют количества щелочи в виде 20% водного раствора NaOH для нейтрализации как минимум 90% непрореагировавшего кислотного состава. Буфер в виде жидкости с нейтральным рН (обычно: пресная вода, минерализованная вода, техническая вода или т.п.) принимают объеме примерно в два раза меньше, чем количество щелочи. Как показала практика применения на месторождениях Республики Татарстан (РТ) такое соотношение буфера и щелочи позволяет обеспечить смешивание непрореагировавшего кислотного состава и щелочи только по заверению закачки щелочи в пласт и сброса давления. Большее количество буфера приводит к увеличению материальных и энергетических затрат.

Необходимый объем кислотного состава, щелочи и буфера доставляют к добывающей скважине. Останавливают работу насосного оборудования, без извлечения которого по межтрубному пространству (между лифтовыми трубами и обсадной колонной) закачивают определённый заранее объем кислотного состава, обеспечивающим необходимый охват, в пласт с продавкой технологической жидкостью (технической или минерализованной водой) в объеме не менее:

где V_ж – объем закачиваемой технологической жидкости, м³;

d_в – внутренний диаметр обсадной колонны, м²;

h – глубина от устья до нижнего уровня перфорации (вторичного вскрытия пласта) скважины 1, м.

Поле чего производят последовательную закачку в объемном соотношении 1:2 буфера и оторочки щелочи в виде 20% водного раствора NaOH. В результате напряжение (повышенное давление в призабойной зоне) поддерживается в пласте, а буфер разделяет в пласте непрореагировавший кислотный состав и щелочь, во время продавливания ее в пласт.

После завершения закачки щелочи в пласт сразу начинают отбор продукции насосным оборудованием, значительно сокращая время на освоение пласта (по сравнению с аналогами в 4-5 раз). При этом снижается напряжение (давление) в призабойной зоне пласта, подтягивая (за счет перепада давлений) к скважине непрореагировавший кислотный состав, где он перемешивается с закаченной в пласт щелочью и нейтрализуется с выделением теплоты и газа (водорода – H₂), что также усиливает химическую реакцию нейтрализации. В результате нейтрализуется как минимум 90% непрореагировавшего кислотного состава в пласте, оставшиеся менее 10% кислотного состава, перемешиваясь с продукцией пласта практически полностью нейтрализуются. В результате обеспечивается в скважине практически нейтральная рН среда (рН 7±0,3), не оказывающая разрушительного воздействия на насосное и другое оборудование, спущенное в скважину, а также – на обсадные трубы.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны пласта позволяет сократить время кислотной обработки пласта за счет подбора наиболее активного для данного коллектора кислотного раствора и времени на нейтрализацию с увеличением эффективности за счет закачки с одним давлением без выдержки буферной жидкости и щелочного раствора – гидроксида Na, позволяющего нейтрализовать до 90% не прореагировавшего к коллектором пласта кислотного состава.

Предложенное изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к кислотной обработке пласта с последующей нейтрализацией остатков кислоты после обработки. Способ обработки призабойной зоны пласта включает закачку в коллектор пласта кислотного состава, буфера и оторочки щелочи. Кислотный состав выбирают по результатам фильтрационных испытаний в лабораторных условиях исходя из максимальной эффективности растворения коллектора, времени реагирования в водной среде и количества непрореагировавшего кислотного состава, закачивают кислотный состав в скважину в объеме, обеспечивающем необходимый охват пласта, задавливая полностью в пласт технологической жидкостью, в качестве которой используют техническую или минерализованную воду. На завершающих стадиях закачки производят последовательно закачку в объемном соотношении 1:2 буфера в виде жидкости с нейтральным рН и оторочки щелочи в виде 20%-ного водного раствора NaOH для нейтрализации как минимум 90% непрореагировавшего кислотного состава в пласте для обеспечения рН 7±0,3 в добываемой продукции из пласта после закачки. Технический результат - сокращение времени кислотной обработки пласта и времени на нейтрализацию с увеличением эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в коллектор пласта кислотного состава, буфера и оторочки щелочи, отличающийся тем, что кислотный состав выбирают по результатам фильтрационных испытаний в лабораторных условиях исходя из максимальной эффективности растворения коллектора, времени реагирования в водной среде и количества непрореагировавшего кислотного состава, закачивают кислотный состав в скважину в объеме, обеспечивающем необходимый охват пласта, задавливая полностью в пласт технологической жидкостью, в качестве которой используют техническую или минерализованную воду, после чего на завершающих стадиях закачки производят последовательно закачку в объемном соотношении 1:2 буфера в виде жидкости с нейтральным рН и оторочки щелочи в виде 20%-ного водного раствора NaOH для нейтрализации как минимум 90% непрореагировавшего кислотного состава в пласте для обеспечения рН 7±0,3 в добываемой продукции из пласта после закачки.