Способ обработки скважины

 

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам реагентной обработки скважины, вскрывающей продуктивный пласт и предназначенной для получения из этого пласта какого-либо полезного продукта (питьевые, минеральные, промышленные воды, минерализованные растворы и т. д. ). Интенсификация процесса разрушения и растворения кольматирующих образований происходит за счет нагрева технологических растворов и прогрева пласта в зоне кольматации, причем первоначально в качестве технологического раствора закачивают в скважину водный раствор соли сильной кислоты 1,5%-ной концентрации при 70 85°С в объеме порогового пространства, затем через 25 30 мин закачивают технологический раствор в прифильтровую зону в объеме порового пространства обрабатываемой зоны полифосфат натрия, соли сильной кислоты и воду при 70 85°С, создают возвратно-поступательное движение раствора в обрабатываемой зоне в течение 6 ч и выдерживают его в течение 8 12 ч. 4 табл.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам реагентной обработки скважины, вскрывающей продуктивный пласт и предназначенной для получения из этого пласта какого-либо полезного продукта (питьевые, минеральные, промышленные воды, минерализованные растворы и т.д.).

Известен способ обработки скважины, включающий закачку в скважину раствора соли сильной кислоты и создание возвратно-поступательного движения раствора в закольматированной прифильтровой зоне [1] Известный способ не позволяет эффективно проводить декольматацию прифильтровых зон скважин в условиях низких (4-8^оС) пластовых температур.

Наиболее близким к изобретению является способ реагентной обработки скважины, включающий закачку в скважину раствора соли сильной кислоты (бисульфат натрия) и нагрев раствора в фильтре скважины [2] Известный способ не обеспечивает полного удаления кольматирующих образований в условиях низких (4-8^оС) пластовых температур ввиду недостаточного прогрева закольматированной прифильтровой зоны, обусловленного как способом нагрева раствора (в фильтре скважины), так и действием процесса фильтрационной дисперсии.

Так, например, при нагреве раствора в фильтре скважины на 80^оС выше температуры пластовых вод в прифильтровой зоне на расстоянии 220 мм от стенки скважины повышение температуры не фиксируется (Диссертация на соискание ученой степени канд. тех.наук Тарабаринова П.В. Термореагентная регенерация водозаборных скважин. М. 1986, с.90, рис.3.17).

Целью изобретения является повышение производительности скважин за счет интенсификации процесса разрушения и растворения кольматирующих образований путем нагрева технологических растворов и прогрева пласта в зоне кольматации.

Цель достигается тем, что в способе обработки скважины, включающем закачку в скважину раствора соли сильной кислоты, его нагрев, разрушение и растворение кольматирующих образований и последующую прокачку скважины, первоначально нагревают воду до 70-85^оС, готовят технологический раствор при следующем соотношении компонентов, мас. Полифосфат натрия 1-3 Вода Остальное, закачивают технологический раствор в прифильтровую зону в объеме порового пространства обрабатываемой зоны, вновь нагревают воду до 70-85^оС, готовят второй технологический раствор при следующем соотношении компонентов, мас. Полифосфаты натрия 0,05-0,1 Соли сильной кислоты 10-12 Вода Остальное, через 25-35 мин закачивают второй технологический раствор в прифильтровую зону в объеме порового пространства обрабатываемой зоны, создают возвратно-поступательное движение раствора в обрабатываемой зоне в течение 4-6 ч и выдерживают его в течение 8-12 ч.

Существенными признаками изобретения являются: закачка в скважину технологического раствора; нагрев технологического раствора; разрушение и растворение кольматирующих образований; прокачка скважины; нагрев воды у скважины до 70-85^оС; использование первого, второго технологических растворов; закачка второго технологического раствора через 25-35 мин после закачки первого технологического раствора; создание возвратно-поступательного движения второго технологического раствора в обрабатываемой зоне в течение 4-6 ч; выдержка второго технологического раствора в обрабатываемой зоне в течение 8-12 ч.

В настоящее время при сооружении скважин в осадочных породах вращательным способом происходит кольматация порового пространства прифильтровой зоны глинистыми коллоидно-дисперсными частицами, приводящая к снижению производительности скважин. Как установлено практикой, размеры зоны интенсивной кольматации глинистыми образованиями в этом случае не превышают 0,5 м. Последующая строительная прокачка скважины не обеспечивает полного выноса глинистых образований из прифильтровой зоны, что снижает потенциальные возможности скважины. Далее в процессе эксплуатации скважины также происходит отложение кольматирующих образований, что связано с нарушением химического равновесия в пласте, обусловленного действием гидродинамического возмущения при отборе флюида. Полиминеральный состав этих образований представлен гетитом, лимонитом, гематитом, пирротином, сидеритом, кальцитом, полиморфным кварцем при преобладании железистой составляющей. Практикой установлено, что размеры зоны такого рода кольматации не превышают 0,3 м. Средняя плотность дегидратированных железистых кольматирующих образований достигает 3000 кг/м³, а прочность на одноосное сжатие образцов из сцементированной прифильтровой зоны достигает 10-15 кг/см².

Лабораторными и полевыми исследованиями установлено, что разрушение и растворение кольматирующих образований в условиях низких (4-8^оС) пластовых температур известными способами затруднительно. Предлагаемое изобретение позволяет решить эту задачу путем закачки в зону кольматации двух нагретых технологических растворов.

При закачке в прифильтровую зону пласта первого технологического раствора происходит поршневое вытеснение холодных пластовых вод и прогрев горных пород в околоскважинной зоне. Наличие в технологическом растворе полифосфатов натрия (1-3%) обеспечивает наряду с моющим воздействием устойчивую область стабильного состояния растворов на границе раздела двух технологических растворов в прифильтровой зоне, исключая возможность вторичного выпадения в твердую фазу железистых соединений.

Закачку второго технологического раствора производят через 25-35 мин, что достаточно для прогрева горных пород в зоне обработки. Увеличение этого срока может привести к последующему охлаждению зоны обработки, а его уменьшение не обеспечит достаточного прогрева пород перед подачей прогретого второго технологического раствора.

При закачке нагретого до 70-85^оС второго технологического раствора происходит вытеснение осажденного первого технологического раствора, а создание возвратно-поступательного движения раствора интенсифицирует процесс растворения кольматирующих образований.

Для обоснования продолжительности такого рода циклической обработки были проведены полевые эксперименты, в которых в качестве критерия эффективности выбрано увеличение удельного дебита скважин относительно первоначальных значений, т. е. при сдаче скважины в эксплуатацию. Эксперименты проводились на водозаборе подземных вод, каптирующем межмерзлотный водоносный горизонт, приуроченный к палеогеновым среднезернистым пескам. Температура пластовых вод 4^оС, фильтрационные параметры пласта пространственно выдержаны, конструкция скважин однотипна, срок эксплуатации скважин 5-6 лет. Технологические операции при обработке 9-ти скважин за исключением продолжительности создания возвратно-поступательного движения раствора были однотипны.

Результаты экспериментов приведены в табл.1.

Как видно из представленных данных, оптимальная продолжительность возвратно-поступательного движения раствора в обрабатываемой зоне находится в пределах 4-6 ч. Уменьшение времени такого рода обработки менее 4 ч снижает эффективность обработок, а увеличение более 6 ч не обеспечивает повышения эффективности обработок.

Для обоснования продолжительности времени выдержки технологических растворов в пласте после циклической обработки скважин были проведены полевые эксперименты, в которых в качестве критерия эффективности выбрано увеличение содержания растворенного железа в фильтре скважины во времени. Технологические операции при обработке 3 скважин принимались одинаковыми за исключением времени выдержки технологических растворов в пласте, которое в ходе экспериментов составляло 18 ч.

Результаты опытов приведены в табл.2.

Как видно из представленных данных, максимальное увеличение содержания железа в фильтре скважины происходит в интервале времени 8-12 ч. В этот интервал времени содержание растворенного железа стабилизируется с выходом на плато. При времени выдержки технологических растворов менее 8 ч содержание растворенного железа меньше, чем при времени выдержки 8-12 ч, а увеличение времени выдержки технологических растворов более 12 ч практически не обеспечивает дальнейшего растворения железистых кольматирующих образований.

Создание при обработке скважины интервала времени выдержки технологических растворов в пределах 8-12 ч позволяет дополнительно увеличить концентрацию железа на 47,5-84,2% при среднем значении 66% Эксперименты проводились на водозаборе подземных вод, каптирующем межмерзлотный напорный водоносный горизонт, приуроченный к палеогеновым среднезернистым пескам. Каптаж подземных вод производят при помощи скважин диаметром 168-245 мм, глубиной 70-120 м. Скважины оборудованы сетчатыми фильтрами длиной 8-12 м. Подземные воды по составу гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией 0,5 г/л и содержанием железа до 3,5 мг/л. Температура пластовых вод 4^оС. Срок эксплуатации скважин 5-7 лет. Полиминеральный состав кольматирующих образований представлен в основном лимонитом FeOOH˙aq, гидрогематитом Fe₂O₃˙aq и монтмориллонитом.

П р и м е р 1. В качестве объекта для иллюстрации способа выбрана скважина глубиной 94 м, диаметр сетчатого фильтра 245 мм, длина 12 м. Срок эксплуатации скважины 6 лет. Первоначальный удельный дебит, т.е. при сдаче скважины в эксплуатацию, составлял 0,91 м³/(ч˙м), перед обработкой 0,51 м³/(ч˙м).

После демонтажа водоподъемного оборудования в нижнюю часть фильтра монтируют реагентопровод, устье скважины герметизируют. У устья скважины в емкости нагревают 10м³ пластовой воды до 85^оС, 5 м³ воды подают в насосный агрегат, вводят триполифосфат натрия Na₅P₃O₁₀ до концентрации 1,5% и раствор закачивают в пласт.

Далее 5 м³ воды с температурой 85^оС подают в насосный агрегат, вводят бисульфат натрия NaHSO₄ до концентрации 10% добавляют триполифосфат натрия до концентрации 0,05% и через 25 мин после закачки первого технологического раствора закачивают второй технологический раствор.

Реагентопровод отключают при помощи сжатого воздуха, подаваемого в межтрубное пространство, создают возвратно-поступательное движение растворов в закольматированной прифильтровой зоне. Время задавливания раствора в каждом цикле 10-15 мин, время сброса давления 8-12 мин, общее время обработки при возвратно-поступательном движении 4 ч.

Далее скважину герметизируют и через 12 ч производят прокачку скважины для удаления продуктов реакции и растворов. Удельный дебит после обработки определился равным 2,36 м³/(ч˙м), что составляет 259,3% относительно первоначального.

В табл.3 приведены сведения об остальных примерах реализации изобретения на том же водозаборе подземных вод.

В табл.4 даны сведения об эффективности реализации изобретения.

Как видно из представленных данных, увеличение удельного дебита скважин относительно первоначальных значений изменяется от 125,4 до 259,3% (в среднем 192,7% ). При этом увеличение удельного дебита до первоначальных значений обусловлено растворением железистых кольматирующих образований, отложившихся при эксплуатации скважин, а выше первоначальных значений разрушением и растворением глинистых образований, отложившихся при бурении скважин.

Формула изобретения

СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ, включающий закачку водного раствора полифосфатов натрия с предварительным его нагревом, отличающийся тем, что нагрев водного раствора полифосфатов натрия ведут до 70 85^oС, закачку его осуществляют в объеме порового пространства обрабатываемой зоны, после чего выдерживают в скважине в течение 25 35 мин, причем водный раствор полифосфатов натрия берут при следующем соотношении компонентов, мас.

Полифосфаты натрия 1 3 Вода Остальное затем в прифильтровую зону закачивают водный раствор полифосфатов натрия и соли сильной кислоты с предварительным его нагревом до 70 85^oС в объеме порового пространства обрабатываемой зоны, при следующем соотношении компонентов, мас.

Полифосфаты натрия 0,05 0,1 Соль сильной кислоты 10,0 12,0 Вода Остальное после чего создают возвратно-поступательное движение состава в обрабатываемой зоне в течение 4 6 и выдерживают его в течение 8 12 ч.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3