Способ реагентной обработки скважины

 

Способ относится к горной промышленности, а именно к реагентной обработке скважины, вскрывающей продуктивный пласт и предназначенной для получения из этого пласта какого-либо полезного продукта. Увеличение производительности скважин, добывающих углеводороды, питьевые, термальные, промышленные воды, минерализованные растворы и др. достигается за счет эффективного воздействия на кольматирующие образования и проницаемость околоскважинной зоны путем реагентной обработки скважины, вскрывающей продуктивный пласт, предназначенной для получения из этого пласта какого-либо полезного продукта, предусматривающей закачку в пласт последовательно нескольких технологических растворов: реагентов с кислой или щелочной реакцией, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или технологенного генезиса, а также с горной породой, слагающей продуктивный пласт. При этом в пласт подают растворы реагентов в следующей последовательности: первоначально в пласт подают раствор базовых реагентов с щелочной (pH ~ 8) или кислой (pH ~ 1) реакцией среды в зависимости от типа кольматирующих образований, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4 8 ч), затем подают в пласт раствор с реакцией среды, близкой к нейтральной (pH ~ 7), после чего скважину выдерживают в течение не менее 2 ч (предпочтительно на 2 4 ч), и последовательность технологических операций может быть повторена. Далее повторяют последовательность операций, но с базовым раствором реагента, полярным по pH реакции среды, а при пластовом давлении менее 0,3 0,5 первоначального пластового давления после обработки каждым технологическим раствором из скважины удаляют технологический раствор и пластовый флюид до достижения пластового флюида постоянного состава. 1 з. п. ф-лы, 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 (углеводороды, питьевые, термальные, промышленные воды, минерализованные растворы и т. п.), предусматривающим удаление кольматирующих образований и воздействие на проницаемость горной породы, слагающей продуктивный пласт.

В промысловой практике известны способы реагентной обработки скважин, предусматривающие подачу в продуктивный пласт растворов кислоты, щелочи, смесей солей различных кислот, воздействующих на кольматирующие образования различного генезиса и горную породу.

Известно, что для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождения широко используют физико-химические методы поддержания пластового давления, основанные на закачке в пласт различных технологических растворов (кислот, щелочей, полимеров, поверхностно-активных веществ и др.). В частности, в пласт через нагнетательную скважину подают раствор бикарбоната натрия концентрацией 0,25-5% а из рядом расположенной скважины отбирают на поверхность вытесненную нефть (1).

Для этих же целей используют последовательное нагнетание в пласт нафтенового кислотного раствора на основе керосина с последующим нагнетанием в пласт раствора гидроксида натрия концентрацией 0,1% который нейтрализует кислотный раствор и далее выполняет роль вытесняющего агента [2] Однако все вышеперечисленные технические решения не позволяют в должной мере эффективно воздействовать на глинистые кольматирующие образования природного и/или техногенного генезиса, а также на проницаемость горной породы, слагающей продуктивный пласт.

Наиболее близким по технической сущности можно рассматривать техническое решение, в котором закачивают в пласт технологический раствор с кислой или щелочной реакцией с последующей закачкой технологического раствора, изменяющего кислую реакцию среды на щелочную, или закачивают технологический раствор, изменяющий щелочную реакцию среды на кислую, и при этом изменение среды осуществляют периодически.

К недостаткам известного способа, принятого за прототип, следует отнести возможность образования в околоскважинной зоне твердой фазы вследствие реакции нейтрализации растворов с щелочной и кислой реакцией, обусловленной как контактом их между собой при поршневом вытеснении, так и действием процесса фильтрационной дисперсии, приводящей к взаимопроникновению растворов с полярными значениями рН.

Целью изобретения является разработка технологии, позволяющей эффективно воздействовать на кольматирующие образования и проницаемость околоскважинной зоны, что позволяет увеличить производительность скважин, добывающих углеводороды, питьевые, термальные, промышленные воды, минерализованные растворы и др.

Цель достигается тем, что в способе реагентной обработки скважины, вскрывающей продуктивный пласт и предназначенной для получения из этого пласта какого-либо полезного продукта (углеводороды, питьевые, термальные, промышленные воды, минерализованные растворы и т.п.), предусматривающем закачку в пласт последовательно нескольких технологических растворов реагентов с кислой или щелочной реакцией, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса, а также с горной породой, слагающей продуктивный пласт, в стадии А, в пласт подают растворы реагентов в следующей последовательности: первоначально в пласт подают раствор базовых реагентов с щелочной (рН > 8) или кислой (рН ≈ 1) реакцией среды, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4-8 ч), затем в пласт подают раствор с реакцией среды, близкой к нейтральной (рН ≈ 7), после чего скважину выдерживают в течение не менее 2 ч (предпочтительно на 2-4 ч) и последовательность технологических операций может быть повторена; Б) далее повторяют последовательность операций на стадии А, но с базовым раствором реагента, полярным по рН реакцией среды, а при пластовом давлении менее 0,3-0,5 первоначального пластового давления после обработки каждым технологическим раствором из скважины удаляют технологический раствор и пластовый флюид до достижения пластового флюида постоянного состава.

Для разрушения каолинитовых кольматирующих образований и/или их смесей с глинами другого минералогического состава первоначально в пласт подают раствор с щелочной реакцией среды.

Для разрушения монтмориллонитовых кольматирующих образований и/или их смесей с глинами другого минералогического состава первоначально в пласт подают раствор с кислой реакцией среды.

Существенными признаками изобретения являются.

Закачка в пласт технологических растворов реагентов со следующими величинами рН: 11. Выдержка в скважине растворов базовых реагентов с щелочной (рН > 8) или кислой (рН ≈ 1) реакцией среды в течение не менее 4 ч (предпочтительно 4-8 ч).

12.Выдержка в скважине растворов с нейтральной (рН ≈ 7) реакцией среды в течение не менее 2 ч (предпочтительно 2-4 ч).

13. При пластовом давлении менее 0,3-0,5 первоначального пластового давления после обработки скважины каждым технологическим раствором из скважины удаляют технологический раствор и пластовый флюид до достижения пластового флюида постоянного состава.

Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-13 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Наиболее важным, согласно изобретению, является переход в пласте от щелочной (рН > 8) или кислой (рН ≈ 1) среды к полярным по рН реакциям через нейтральную среду (рН ≈ 7), а внутри каждой среды щелочной (рН > 8) или кислой (рН ≈ 1) переход к нейтральной среде (рН ≈ 7). Причем последовательность обработки растворами с различной реакцией среды определяется минералогическим составом глинистых кольматирующих образований и наличием в составе кольматирующих образований железистых соединений.

Изобретение основано на экспериментально установленном факте, свидетельствующем о том, что изменение рН среды в продуктивном пласте от щелочных (рН > 8) или кислых (рН ≈ 1) до кислых (рН ≈ 1) или щелочных (рН > 8) значений приводит к резкой потере устойчивости агрегатов глинистых образований, причем создание в пласте как щелочной (рН > 8), так и кислой (рН ≈ 1) среды фиксированных значений рН среды, близкой к нейтральной (рН ≈ 7) обеспечивает растворение и разрушение кольматирующих образований. Причем скважину обрабатывают первоначально раствором, имеющим рН противоположным (полярным) условиям образования глин в природе при выветривании горных пород. Монтмориллонит и гидрослюда образовывались при выветривании горных пород в условиях щелочной среды, поэтому первоначально обработку производят раствором с кислой реакцией, а при наличии каолинита, образовавшегося при выветривании горных пород в условиях кислой среды, обработку производят раствором с щелочной реакцией. Это приводит к ослаблению и разрушению коагуляционных и фазовых контактов между глинистыми агрегатами и их структурной перестройке. Одновременно процесс выщелачивания алюмосиликатов решетки глинистых минералов также способствует разрушению глинистых образований.

Последующая обработка скважины раствором с полярным значением рН обеспечивает коренные изменения в структуре глинистых агрегатов, обращая их в перлитовую тонкодисперсную фазу, частицы которой практически не слипаются друг с другом и легко удаляются при последующем освоении скважин.

Обработка растворов с нейтральной реакцией между обработками базовыми растворами с одной и той же или полярной реакцией среды удаляет продукты реакции с поверхности глин и тупиковых пор, подготавливает поверхность глин и породы к последующему взаимодействию с последующим базовым раствором, активизируя процесс разрушения структуры глинистых агрегатов в рассматриваемых условиях.

Кроме того, использование растворов с нейтральной реакцией между базовыми растворами с полярной реакцией среды исключает контакт между ними, предотвращая реакцию нейтрализации между ними, сопровождающуюся выпадением твердой фазы. Одновременно исключается взаимопроникновение базовых растворов с полярными значениями рН в процессе их фильтрационной дисперсии.

При пластовом давлении менее 0,3-0,5 первоначального пластового давления после обработки скважины каждым технологическим раствором из скважины любым известным способом удаляют технологический раствор и пластовый флюид до достижения пластового флюида постоянного состава. Как свидетельствует опыт промысловой практики, данная операция позволяет в общем процессе сократить время освоения скважины в условиях оптимального воздействия на кольматирующие образования.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

А) В продуктивный пласт подают технологические растворы в следующей последовательности.

Первоначально подают базовый раствор с щелочной (рН > 8) или кислой (рН ≈ 1) реакцией среды, скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно 4-8 ч).

Затем в продуктивный пласт подают раствор с реакцией среды, близкой к нейтральной (рН ≈ 7), и выдерживают в пласте не менее 2 ч (предпочтительно 2-4 ч).

Последовательность технологических операций может быть повторена.

Б) Далее повторяют последовательность операций по стадии А), но с базовым раствором реагента, полярным по рН реакцией.

При пластовом давлении менее 0,3-0,5 первоначального пластового давления после обработки скважины каждым технологическим раствором из скважины удаляют технологический раствор и пластовый флюид до достижения пластового флюида постоянного состава.

В общем виде последовательное изменение различных значений рН среды в пласте позволяет предложить следующие основные технологические операции, основанные на моделировании рН среды: Экспериментальная оценка реагентного воздействия на образцы песчаных пород проводилась на фильтрационной установке, имитирующей пластовые условия (среда, давление, температура).

Для опытов использовали керны песчаников, отобранные на различных месторождениях в интервале глубин 2686-3371 м. В образцах NN 1-4 глинистые составляющие цемента песчаников представлены преимущественно каолинитом, в образцах NN 5-8 глинистые составляющие цемента песчаников образуют монтмориллонит, иллит и гидрослюда.

Перед началом опытов производили вакуумирование образцов, насыщенных пластовой водой, после прокачки керосина через образец определяли остаточную насыщенность порового пространства по воде и при установившейся фильтрации оценивали первоначальную проницаемость по керосину в пластовых условиях (80^оС, 22 МПа).

Обработку образцов песчаников производили в соответствии с предлагаемой технологической схемой. Для приготовления растворов с щелочной реакцией использовали аммоний бикарбонат 8%-ной концентрации (образец N 1-4), калий бикарбонат 7%-ной концентрации (образец NN 5-8), а растворов с кислой реакцией натрий бисульфат 10%-ной концентрации (образец N 1-4) и натрий пиросульфат 10%-ной концентрации (образец N 5-8).

Результаты опытов представлены в табл.1,2.

Как видно из представленных данных, среднее увеличение проницаемости образцов песчаников за счет удаления глинистых образований составило 275% П р и м е р 1. Скважина диаметром 140 мм пробурена на глубину 1788 м, эффективная мощность пласта 6 м. Дебит скважины до обработки по жидкости составлял 6 т/сут, в том числе по нефти 0,6 т/сут.

Опускают колонну насосно-компрессорных труб до глубины 1784 м, промывают скважину водой не менее 2-х объемов ствола скважины. Приготовляют 5 м³ раствора бикарбоната аммония 8%-ной концентрации с добавкой ПАВ (0,8%), рН раствора 8,9.

На циркуляции заполняют перфорированную часть скважины раствором, закрывают межтрубное пространство и продавливают раствор в продуктивный пласт. В качестве продавочной жидкости используют последующий технологический раствор. Скважину оставляют на реагирование на 4,5 ч.

Далее в продуктивный пласт закачивают 5 м³ раствора с реакцией среды, близкой к нейтральной (рН 7,05), и содержащего ПАВ (0,5%). Для приготовления раствора используют пластовую воду. Скважины выдерживают 2,5 ч.

Через 2,5 ч в продуктивный пласт подают 5 м³ раствора с щелочной реакцией (рН 8,9) с добавкой ПАВ (0,8%) и оставляют на реагирование на 5 ч.

Затем раствор с нейтральной (рН 7,05) средой в объеме 8 м³ подают в продуктивный пласт и в таком положении оставляют на 2 ч.

Через 2 ч 5 м³ раствора реагента с кислой реакцией (рН 0,95) подают в пласт и оставляют на реакцию на 4 ч. Раствор готовили на основе бисульфата натрия (10%) с добавками ПАВ (1,5%).

Через 4 ч в продуктивный пласт подают 5 м³ раствора с нейтральной реакцией и выдерживают в течение 2 ч.

Далее в продуктивный пласт подают 5 м³ раствора с кислой реакцией (рН 0,95) и оставляют на реагирование на 5 ч.

После обработки скважину промывают и осваивают при помощи компрессора. Дебит скважины после обработки по жидкости составил 38,0 т/сут, в том числе по нефти 22,8 т/сут. Дебит дополнительно полученной нефти за счет обработки составил 22,2 т/сут.

В табл.3 представлены сведения об остальных примерах реализации настоящего изобретения при использовании различных составов реагентов.

Полученные промысловые результаты позволяют сделать ряд выводов. Предлагаемое изобретение позволяет существенно увеличить производительность скважин не только за счет удаления кольматирующих образований техногенного генезиса, но и путем увеличения проницаемости пород за счет удаления цемента продуктивных песчаников.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РЕАГЕНТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по pH, выдержку во времени и удаление продуктов реакции из пласта, отличающийся тем, что 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что удаление продуктов реакции из пласта проводят после обработки скважины каждым технологическим раствором при пластовом давлении не менее 0,3 0,5 первоначального пластового давления до достижения пластового флюида постоянного состава.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2