Способ обработки призабойной зоны скважины

 

Способ обработки призабойной зоны скважины в условиях высоких температур с терригенными коллекторами включает закачку в скважину технологического раствора, продавливание последнего в пласт и выдержку его в пласте для реагирования с последующим введением скважины в эксплуатацию. В качестве технологического раствора используют состав, содержащий компоненты при следующем их соотношении, мас.%: гидроксид натрия или калия 10 - 40%-ной концентрации 5,0 - 10,0; эмульгатор-стабилизатор ЭС-2 3,0 - 5,0; метанол 1,0 - 3,0; углеводородный растворитель - остальное, в качестве углеводородного растворителя применяют конденсат, легкую нефть, дизтопливо или керосин. 1 з. п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки в призабойную зону растворителей [1] Данный способ позволяет снизить поверхностное натяжение на границе раздела нефти с водой и уменьшить капиллярное давление в порах скелета горных пород.

Более близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в нее технологического раствора, продавливание последнего в пласт и выдержку его в пласте для реагирования с последующим введением скважины в эксплуатацию [2] Данный способ эффективен только в случае ухудшения проницаемости за счет отложения асфальтенов и парафина. Во всех других случаях способ не эффективен. Кроме того, способ имеет еще ряд недостатков: многокомпонентность, трудность приготовления, применение дефицитных материалов. Применение в больших объемах (до 29,73%) метанола делает работы крайне опасными.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны высокотемпературной скважины с терригенными коллекторами.

Цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в нее технологического раствора, продавливание последнего в пласт и выдержку его в пласте для реагирования, при обработке высокотемпературной скважины с терригенными коллекторами в качестве технологического раствора используют состав, содержащий компоненты при следующем их соотношении, мас.

Гидроксид натрия или калия 10-40%-ной концентрации 5,0-10,0 Эмульгатор-ста- билизатор ЭС-2 30-5,0 Метанол 1,0-3,0 Углеводородный растворитель Остальное В качестве углеводородного растворителя применяют конденсат, легкую нефть, дизтопливо или керосин.

Способ осуществляют следующим образом.

Приготавливают применяемый состав технологического раствора, после чего его закачивают в призабойную зону скважины. Скважину оставляют под давлением для реагирования компонентов раствора с горными породами продуктивного пласта, например, на 24 ч, а затем скважину пускают в работу.

Эффект при обработке данным способом достигается за счет следующего.

Метанол понижает силы поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Это благоприятно влияет на удавление связанной воды, находящейся в порах пласта. Кроме того, при попадании молекул метанола на породу продуктивного пласта происходит обезвоживание глинистого материала. Обезвоживание вызывает появление трещин между агрегатами глинистых частиц и зернами породы. По трещинам обеспечивается проникновение технологического раствора в глубину пласта, что увеличивает объем обработки.

Эмульгатор-стабилизатор "ЭС-2" способствует стабилизации действия технологического раствора, улучшает эмульгирование его компонентов в углеводородном растворителе, обеспечивает их более равномерное распределение. Улучшает процессы эмульгирования в порах пласта, что тоже способствует улучшению проницаемости в обрабатываемой части пласта.

Применение гидроксида натрия или калия обеспечивает разрушение каркаса глинистого материала, сложенного в основном из кварца, такое же действие оказывается и на кремнийсодержащие породы. Реакция идет по такой схеме: 2NaOH + SiO₂ Na₂SiO₃ + H₂O Силикат Na₂SiO₃ является хорошим эмульгатором, хорошо растворим в воде и не смешивается в углеводородной среде. А так как молекулы SiO₂ являются связующими звеньями в глинистых частицах, то связь между ими нарушается. Окислы металлов (Al₂O₃ и др.), входящие в состав глинистой частицы, после воздействия NaOH или КОН на нее, оказавшиеся после этого вне молекулярной связи с другими элементами, превращаются в мелкодисперсные частицы и легко выносятся по каналам нефтяного пласта в момент циркуляции. В результате улучшается процесс очистки призабойной зоны скважины.

Диспергированию разрушенных частиц помогает следующее.

Так как в углеводородном растворителе всегда имеются нафтеновые кислоты, то в ходе взаимодействия гидроксида натрия или калия образуются соли нафтеновых кислот, являющиеся поверхностно-активными веществами. Эти ПВВ не только активные диспергаторы, но в значительной степени снижают адгезию частиц (глинистых, асфальто-смолистых и др.) к породе продуктивного пласта. В результате активно разрушается корочка из таких частиц, оставшаяся на стенках скважины и в порах породы пласта после бурения, освоения или в нагнетательных скважинах при нагнетании недостаточно очищенной воды. В нефтяных такая "корочка" образуется от прилипания парафина, асфальто-смолистых и других частиц.

В процессе воздействия гидроксида натрия на метанол образуются алкоголяты, снижающие межфазное натяжение скважинной жидкости до 8-10 эрг/м². Это дополнительно повышает эффективность разрушения названных корочек и прилипших к порам продуктивного пласта частиц. Это способствует увеличению проницаемости. Образовавшиеся ПАВ и метанол хорошо распределяются в углеводородном растворителе. Поэтому после растворения всех компонентов, входящих в состав технологического раствора, получается однородная масса, которая с течением времени не отслаивается. При попадании в такой раствор продуктов реакции и прокачивании его дальше в пласт не закупориваются поры пласта. При этом не происходит значительного повышения гидравлических сопротивлений.

Углеводородный растворитель (конденсат, нефть и др.), составляющий 82-91% от массы технологического раствора, растворяет асфальто-смолисто-парафиновые материалы, которые находятся в закупоренных порах пласта. Растворение ускоряется за счет метанола и гидроксида натрия или калия за счет снижения межфазного натяжения на границе фаз: нефть-раствор щелочи.

П р и м е р. Способ применили при обработке призабойной зоны на скважине N 82-Анастасьевка. Данные по скважине: эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спущена на глубину 4701 м. Интервал перфорации: 4482-4557 м. На скважине нет приемистости. Пpизабойная зона загрязнена глинистым раствором. Продуктивные отложения представлены теригенными отложениями: песчаник с аргиллитом. Забойная температура 127^оС.

Для обработки скважины приготовили 6 м³ технологического раствора, смешав следующее количество компонентов: нефти 4440 л, щелочи NaOH 40%-ной концентрации 1200 л, эмульгатора-стабилизатора "ЭС-2" 240 л и метанола 120 л. Весь приготовленный раствор накачали в колонну НТК и продавили нефтью на забой скважины. После этого раствор задавили в продуктивный пласт при давлении 300 кгс/см² и скважину остановили на 24 ч для реагирования. После этого скважину освоили с помощью газлифта и получили приток нефти 15 т в сутки.

Способ эффективен при обработке как нефтяных, так и нагнетательных скважин с терригенными коллекторами, сложенных глинистыми и кремнийсодержащими породами. Особенно эффективен способ на больших глубинах с забойной температурой больше 120^оС, где кислотные растворы не могут быть применены из-за их малой активности в таких условиях.

Формула изобретения

1. СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ, включающий закачку в нее технологического раствора, продавливание последнего в пласт и выдержку его в пласте для реагирования с последующим введением скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что при обработке высокотемпературной скважины с терригенными коллекторами в качестве технологического раствора используют состав, содержащий компоненты при следующем соотношении, мас.%:
Гидроксид натрия или калия 10 - 40%-ной концентрации - 5 - 10
Эмульгатор-стабилизатор ЭС-2 - 3 - 5
Метанол - 1 - 3
Углеводородный растворитель - Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя используют конденсат, легкую нефть, дизельное топливо или керосин.