Состав для вскрытия продуктивного пласта и способ обработки им скважины

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам реагентной обработки скважины, вскрывающий продуктивный пласт. Цель увеличение проницаемости околоскважинной зоны пласта за счет удаления органо-минералогических кольматирующих образований и повышение точности контроля за процессом обработки при совмещении контрольных операций с технологическими. В составе раствора и способе обработки скважины путем нагнетания в скважину технологического раствора, его выдержки и освоения скважины, в качестве технологического раствора используют состав, включающий, мас. кальция хлорид 15 22; пирофосфорную кислоту 13,2 20,2; поверхностно-активное вещество 0,5 1,5; воду остальное, закачивают технологический раствор в околоскважинную зону в объеме 1,4 1,6 порового объема обрабатываемой зоны, затем при постоянном давлении закачивают в скважину жидкость в объеме 0,2 0,4 объема технологического раствора и отбирают из скважины жидкость после ее закачки в том же объеме, обработку скважины заканчивают по стабилизации расхода закачки, причем в качестве жидкости, закачиваемой и отбираемой после технологического раствора, используют тот же технологический раствор или воду. 7 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам реагентной обработки скважины, вскрывающей продуктивный пласт.

Известен способ воздействия на подземный пласт, включающий нагнетание в скважину 1-15% -ного водного раствора пиросульфата натрия в объеме 0,2-1 м³ на один метр толщины закольматированной зоны вскрытого пласта, выдержку раствора в прискважинной зоне не менее 6 ч и освоение скважины [1] Известный способ не позволяет проводить декольматации околоскважинной зоны пласта, закольматированной полимерной составляющей промывочной жидкости.

Наиболее близким к предлагаемому является способ обработки околоскважинной зоны путем нагнетания в скважину следующих технологических растворов: 5-15% -ного водного раствора гидрата окиси щелочного металла; водного раствора, включающего 10-15 мас. дигидроортофосфата кальция; 30-40 мас. кислородсодержащего соединения серы; 0,15-0,25 мас. ПАВ; водного раствора, включающего 30-40 мас. кислородсодержащего соединения серы; 0,15-0,25 мас. ПАВ. Для каждого технологического раствора создают его возвратно-поступательное движение в закольматированной зоне в течение 2-4 ч с последующей выдержкой 6-8 ч [2] Известный способ не позволяет эффективно производить декольматацию скважин в условиях карбонатной составляющей цемента песчаников, так как кислородсодержащее соединение серы при взаимодействии с карбонатами кальция приводит к образованию гипса. Кроме того, данный способ не позволяет достаточно достоверно оценить продолжительность обработки в конкретных условиях.

Для реагентной обработки скважины весьма важным является определение достаточного времени обработки скважины, основанного на продолжительности взаимодействия технологических растворов с кольматирующими образованиями. При недостаточном времени обработки скважины проницаемость обрабатываемой зоны полностью не восстанавливается, что приводит к неполному восстановлению производительности скважины. Излишнее же время обработки скважины может отрицательно влиять на конструктивные элементы скважины, что само по себе неэкономично, а главное, может привести к ухудшению проницаемости обрабатываемой зоны за счет вторичного образования различного рода твердых и полутвердых соединений.

Известно также, что при обработках скважины в качестве критерия контроля за ходом процесса избирают различные свойства технологических растворов, изменяющиеся в процессе обработки и определяемые в фильтре скважины. Так, например, предлагается процесс обработки вести до стабилизации электрического сопротивления раствора реагента, измеряемого в фильтре скважины, а процесс разглинизации скважин кислотными растворами предлагают контролировать по величине рН раствора в фильтре скважины и при стабилизации измеряемых значений рН раствора рекомендуют прекращать обработку.

К недостаткам такого рода контроля за ходом процесса обработки относится то, что изменяемые параметры технологического раствора в фильтре скважины не характеризуют в полной мере состояние обрабатываемой зоны. Кроме того, реализация этих способов предопределяет необходимость постановки соответствующих датчиков на забой и учет изменяющейся температуры.

Известен также способ реагентной разглинизации закольматированной скважины, принятый за прототип, в котором задавливание раствора реагента в пласт производят в равные интервалы времени при постоянном давлении, а дренирование пласта осуществляют в равные интервалы времени, каждый из которых не более интервала времени, принятого при задавливании, при этом при дренировании пласта измеряют объем дренируемой жидкости и при стабилизации объемов дренируемой жидкости реагентную обработку прекращают.

Применение предлагаемого способа контроля за процессом обработки скважины имеет ограниченную область применения, так как реализация его возможна лишь в условиях фонтанирования скважины.

Целью изобретения является увеличение проницаемости околоскважинной зоны пласта за счет удаления органо-минералогических кольматирующих образований и повышение точности контроля за процессом обработки при совмещении контрольных операций с технологическими.

Цель достигается тем, что в составе раствора и способе обработки скважины путем нагнетания в скважину технологического раствора, его выдержки и освоения скважины, в качестве технологического раствора используют композицию, включающую, мас. Кальция хлорид 15-22 Пирофосфорная кислота 13,2-20,2 Поверхностно-активное вещество 0,5-1,5 Вода 55,3-71,3, закачивают технологический раствор в околоскважинную зону в объеме 1,4-1,6 порового объема обрабатываемой зоны, дополнительно при постоянном давлении закачивают в скважину жидкость в объеме 0,2-0,4 объема технологического раствора и отбирают из скважины жидкость после ее закачки в том же объеме, обработку скважины заканчивают по стабилизации расхода закачки, причем в качестве жидкости, закачиваемой и отбираемой после технологического раствора, используют тот же технологический раствор или воду.

Существенными признаками изобретения являются: нагнетание в скважину технологического раствора; выдержка раствора в пласте; освоение скважины; использование технологического раствора; закачивание технологического раствора в объеме 1,4-1,6 порового объема обрабатываемой зоны; закачка в скважину при постоянном давлении жидкости в объеме 0,2-0,4 объема технологического раствора и отбор жидкости после ее закачки в том же объеме, заканчивание обработки скважины по стабилизации расхода закачки; использование в качестве жидкости, закачиваемой и отбираемой после технологического раствора, того же технологического раствора или воды.

В настоящее время при бурении скважины на углеводороды в отечественной и зарубежной практике в составе промывочных жидкостей используют акриловые полимеры (полиакрилонитрил натрия, полиакриламид, сайпан и др.), в сочетании с глинами преимущественно монтмориллонитового типа. Полимеры понижают вязкость промывочных жидкостей, делают устойчивыми стенки скважины, вместе с тем их отрицательные заряды адсорбируются на положительно заряженных участках ребер глинистых минералов, входящих как в состав промывочных жидкостей, так и в состав цемента песчаников. Это предопределяет образование в околоскважинной зоне кольматации продуктивного пласта органо-минералогическими образованиями, представленными сложно взаимодействующими между собой глинистыми минералами и акриловыми полимерами. По данным гидродинамических исследований, проведенных на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении, размер зоны такого рода кольматации может достигать 2-4 м и более.

Известный способ (2) способствует эффективному разрушению подобного рода органо-минеральных образований лишь при отсутствии карбонатной составляющей в составе цемента песчаников, способствующей в этих условиях образованию труднорастворимых гипсов.

Применяемые в изобретении компоненты технологического раствора и рекомендуемые технологические операции позволяют решить данную проблему. Технологический раствор обеспечивает разрушение органо-минералогических образований, а рекомендуемые технологические операции позволяют достоверно определить необходимое время обработки скважины.

Для определения оптимальных соотношений между компонентами раствора были проведены лабораторные опыты по разрушению органо-минералогического комплекса. В ходе опытов использовали буровой раствор, содержащий следующие компоненты, мас. Гидролизованный поли- акрилонитрил натрия 0,2 Полиакриламид 0,05 Монтмориллонитовая глина 5, а также добавки понизителя вязкости (ФХЛС), стабилизатор (< 0,1), вода остальное. Раствор выпаривали на песчаной бане и из образовавшейся твердой фазы готовили навески с одинаковой площадью массой 1 г.

Навески обрабатывали раствором объемом 50 мл, содержащим различные концентрации пирофосфорной кислоты и хлорида кальция, причем с учетом стехиометрического соотношения между компонентами принималось избыточное содержание пирофосфорной кислоты (на 10%). В ходе опытов с точностью ±1 мин фиксировали время полного разрушения образца (табл.1).

Как видно из представленных данных, разрушение органо-минералогического комплекса начинается с опыта N 5, далее скорость разрушения образцов возрастает практически линейно и выходит на плато (опыты NN 15-23), а далее происходит ее падение, что обусловлено эффектом высаливания, происходящим в растворе.

Результаты опытов позволяют выделить следующую область оптимальных соотношений компонентов, мас. Кальция хлорид 15-23 Пирофосфорная кислота 13-20,2 Экспериментами также установлено, что как отдельно взятые компоненты раствора, так и их продукты реакции (кальция пирофосфат и соляная кислота) вне зависимости от концентрации не оказывают разрушающего воздействия на образцы.

Введение в раствор поверхностно-активного вещества в пределах концентраций 0,5-1,5% основано на промысловой практике.

Вторая серия опытов производилась на фильтрационной установке, имитирующей пластовые условия (среда, давление, температура, флюид).

Для опытов использовали керны горных пород, отобранные из скважины N Р-19 (интервал 3181-3191 м) Яро-Яхинского месторождения. Цемент мелкозернистого песчаника представлен: карбонаты, крупные (2-5 мм) и средние (0,3-0,5 мм) кристаллы, выполняющие с глинистыми минералами поры, по составу кальцит, доломит, анкерит, сидерит (до 50%), опал (2-10%); глинистые минералы галлузит, монтмориллонит, иллит (0,5-15%); гидроксиды железа гетит, лимонит, гидрогетит (1-2%).

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 керосина оценивали первоначальную проницаемость по керосину в пластовых условиях (80^оС, 18 МПа).

Далее через образец прокачивали промывочную жидкость, используемую для вскрытия продуктивного пласта (полиакрилонитрил натрия 0,2 мас. полиакриламид 0,1 мас. монтмориллонитовая глина 5 мас. ФХЛС 0,1 мас. а также барит, графит).

После прокачки через образец промывочной жидкости производили определение проницаемости образца по керосину и приступали к реагентной обработке.

Технологический раствор по изобретению прокачивают через образец керна в объеме, равном 9-ти объемам порового пространства керна, время выдержки раствора в керне 6 ч.

Аналогичный образец керна после кольматации обрабатывают по прототипу (2).

Состав используемых технологических растворов в фильтрационных опытах представлен в табл.2.

Результаты реагентных образцов керна представлены в табл.3.

Из представленных данных следует, что проницаемость образцов в опытах NN 1-3 не только полностью восстанавливается, но и увеличивается относительно исходной на 217-308% за счет удаления карбонатной составляющей цемента песчаников, в то время как по прототипу (опыт 4) лишь на 50% П р и м е р 1. В скважину глубиной 3181 м закачивают технологический раствор, содержащий следующие компоненты, мас. кальция хлорид 15; пирофосфорная кислота 13,2; ПАВ 0,5. Объем раствора 10,2 м³, что составляет 1,6 порового объема обрабатываемой зоны радиусом 1 м. Далее в скважину закачивают при давлении 160 атм и отбирают 2 м³ технологического раствора, при этом измеряют расход закачки. Циклы, включающие закачку и откачку технологического раствора с измерением расхода закачки, повторяют. Фиксированные значения расхода закачки представлены в табл.4.

Как видно из представленных данных, стабилизация расхода закачки при постоянном давлении началась на 4-5 часе обработки. Обработку заканчивают и производят прокачку скважины до появления постоянного флюида.

В результате обработки дебит скважины увеличился с 6,4 до 20,8 т/сут.

В табл.5 представлены сведения об остальных примерах реализации способа.

Изменение расхода закачки (м³/мин) при постоянном давлении иллюстрируется данными табл.6.

Как видно из представленных данных, в ходе промысловых испытаний достаточно надежно прослеживается стабилизация расхода периодически закачиваемой жидкости при постоянном давлении, что может служить критерием для оценки достаточного времени обработки скважины (3-6 ч) в конкретных геологических условиях.

Эффективность внедрения настоящего изобретения представлена в табл.7.

Использование изобретения по примерам 1-8 позволяет восстановить проницаемость околоскважинной зоны за счет удаления органо-минералогических кольматирующих образований и карбонатной составляющей цемента песчаников, а также достаточно надежно определять необходимое время обработки скважины.

Формула изобретения

1. Состав для вскрытия продуктивного пласта скважины, включающий неорганическую кислоту, хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество, а в качестве неорганической кислоты используют пирофосфорную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.

Хлорид кальция 15,0 23,0 Пирофосфорная кислота 13,2 20,2 Поверхностно-активное вещество 0,5 1,5 Вода Остальное 2. Способ обработки скважины, включающий нагнетание в скважину технологического раствора, продавливание его водой, выдержку и освоение скважины, отличающийся тем, что закачку технологического раствора в околоскважинную зону ведут в объеме 1,4 1,6 порового объема обрабатываемой зоны, с последующей закачкой в скважину при постоянном давлении жидкости в объеме 0,2 0,4 объема технологического раствора, отбор этой жидкости в том же объеме и заканчивают обработку скважины по стабилизации расхода закачки, причем в качестве жидкости, закачиваемой и отбираемой из скважины используют воду или технологический раствор включающий хлорид кальция, пирофосфорную кислоту, поверхностно-активное вещество и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Хлорид кальция 15,0 23,0 Пирофосфорная кислота 13,2 20,2
Поверхностно-активное вещество 0,5 1,5
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3