Способ повышения продуктивности скважины

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Задача изобретения - повышение эффективности обработки терригенных глинистых пластов. Новое в том, что пластообрабатывающую жидкость перед применением активизируют дополнительными компонентами. Для предотвращения набухания и пептизации глинистых частиц путем образования связей между ними в раствор вводят реагенты, например K⁺ и Al⁺³. Обработку можно проводить одновременно с щелевой разгрузкой скважины, используя пластообрабатывающую жидкость в качестве рабочей. Дополнительное снижение механических напряжений в призабойной зоне получают образованием второй пары щелей, размещенных симметрично относительно оси скважины, причем вторую пару щелей ориентируют перпендикулярно относительно первой. Перед пластообработкой экспериментально подбирают добавочные компоненты и величину рН, а в процессе обработки - контроль ее эффективности и достаточности. 5 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к горной, конкретно к нефте- и газодобывающей отраслям, и предназначено для обработки призабойной зоны пласта.

Известно, что проницаемость приствольной зоны скважины имеет решающее влияние на ее продуктивность. Эта зона находится в наиболее напряженном состоянии как по удельному количеству проходящего через него продукта добычи, так и по механическим напряжениям сжатия.

Для повышения продуктивности скважины применяют различные способы снятия указанных напряжений как путем механической разгрузки, например щелевой разгрузки, так и физико-механической обработки каналов призабойной зоны - растворителями (например поверхностно-активными веществами для удаления асфальтосмолистых отложений, кислотами для удаления железистых соединений), термогазохимическим воздействием на порово-ковернозные карбонатные коллекторы, содержащие асфальтосмолистые нефти и т.п. Механизм воздействия последних способов основан на растворении и вымывании загрязняющих фильтрующую систему отложений и восстановлении фильтрующих свойств зоны.

Близким техническим решением является способ повышения продуктивности нефтяной скважины путем циклической обработки прискважинной зоны пластообрабатывающим реагентом, в качестве которого используют раствор кислоты. Этот способ имеет почти универсальное воздействие на прискважинную зону, обеспечивает повышение продуктивности скважин, их отдачу, выравнивает профиль продвижения фронта нагнетаемой в пласт воды (для поддержания пластового давления).

Способ имеет существенный недостаток он малоэффективен для теригенных глинистых пластов, в которых процессу мешает набухание и пептизация глинистых частиц.

Наиболее близким по технической сущности способом, выбранным нами за прототипом, является способ повышения продуктивности скважины, включающий циклическую обработку прискважинной зоны пластообрабатывающей жидкостью, содержащей компоненты для стабилизации теригенных глинистых пластов (для предотвращения набухания и пептизации), и контроль проницаемости каналов зоны. Этот способ заметно повышает эффективность обработки. Однако высокоразрядные поливалентные ионы катионов в описанном способе используют лишь для осаждения твердых частиц растворами электролитов, концентрация которых понижается с ростом заряда катиона (правило Шульца-Гардни).

Однако коагуляция и осаждение твердых частиц не во всех случаях обеспечивает эффективное возрастание проницаемости прискважинной зоны, поскольку они не обеспечивают формирования стабильных пространственных структур порогового пространства. Формирование таких структур может быть осуществлено только путем образования химических связей между частицами горных пород, которое до нашей заявки никем еще не применялось.

Задачей изобретения является повышение эффективности обработки теригенных глинистых пластов для повышения их продуктивности.

Поставленная цель решается тем, что в известный способ повышения продуктивности скважины, включающий циклическую обработку прискважинной зоны пластообрабатывающей жидкостью, содержащей компоненты для стабилизации теригенных глинистых пластов, и контроль проницаемости каналов зоны, внесены существенные изменения и дополнения, а именно: в качестве компонентов для стабилизации теригенных глинистых пластов используют электролиты, образующие катионы калия и катионы алюминия или магния.

Кроме того, оптимальные концентрации катионов и величины рН в пластообрабатыающей жидкости определяют экспериментально на образцах керна обрабатываемой скважины.

Кроме того, при этом контроль проницаемости каналов зоны дополняют контролем связывания глинистых частиц, который можно производить по разнице рН и концентраций катионов во входящей и выходящей из скважины пластообрабатывающей жидкости.

В дополнение к этому, критерием окончания процесса обработки связывания всех глинистых частиц, исключения их набухания, пептизации (сужения каналов зоны) может быть разница рН и концентраций катионов во входящей и выходящей из скважины пластообрабатывающей жидкости не более 5% Кроме того, для повышения эффективности обработки прискважинной зоны пластообрабатывающей жидкостью можно производить одновременно с щелевой разгрузкой скважины, используя пластообрабатывающую жидкость в качестве рабочей жидкости.

Сверх перечисленного, для дополнительного повышения проницаемости - снижения механических напряжений в призабойной зоне и увеличения площади поверхности щелевая разгрузка может быть осуществлена путем образования двух пар щелей, первую из которых образуют симметрично относительно скважины, а вторую пару щелей образуют перпендикулярно относительно первой, при этом глубина второй пары щелей составляет от 20 до 50% глубины первой пары щелей.

В предложенном способе катионы металлов химически связывают частицы глинистых минералов за счет хемосорбции продуктов их гидролиза одновременно двумя глинистыми частицами. Такой процесс возможен только в узком диапазоне значений рН, обеспечивающем одновременно и стабильность глинистых минералов, которые растворяются в присутствии ОН^- ионов основной катализ (7), и гидролиз катионов металлов, поскольку только гидроксиды металлов образуют химические связи с силанольными группами глинистых минералов.

Предположим, необходимо повысить эффективность скважины с глинистыми пластами. Выбирают пластообрабатывающую жидкость слабощелочной раствор активирующих реагентов. Определяют объем раствора для продавливания (нагнетания) в призабойную зону пласта V_p V_c · n, где V_c объем цилиндрического столба в окрестности скважины подлежащей обработке.

n пористость породы пласта коллектора.

При этом V_c=π(r²-r²_c)·m, где r предварительно определенный экспериментально радиус уплотнения вокруг скважины; r_c радиус скважины; m мощность (толщина) пласта.

В емкость с пластообрабатывающей жидкостью перед обработкой пласта добавляют активирующие компоненты и тщательно перемешивают; компонентами могут быть K⁺ реагент, вызывающий фазовый переход третьего рода в глинистых материалах группы 2:1; Al⁺³ поливалентный катион.

Рассчитанную выше порцию жидкости с активирующими компонентами продавливают с помощью компрессорных агрегатов, создающих давление порядка 700 атм в призабойную зону пласта. При этом в глинистых материалах, оставшихся в каналах породы, происходит фазовый переход третьего рода, между ними образуются связи, предотвращающие их набухание и пептизацию, что существенно повышает степень очистки каналов породы в процессе обработки и время сохранения очищенных каналов в процессе эксплуатации.

Практически реализация идеи состоит в том, что оптимальные величины рН и концентрации катионов в пластообрабатывающей жидкости, а также выбор катиона (Al⁺³ или Mg⁺²) определяют экспериментально на образцах керна обрабатываемой скважины по критерию максимальной проницаемости. Детально эта операция состоит из следующих действий: А) определение оптимальной величины рН перед обработкой скважины пластообрабатывающей жидкостью извлекают из прискважинной зоны несколько образцов керна, обрабатывают их растворами КОН различной концентрации, контролируя при этом их проницаемость, и выбирают ту величину рН, при которой проницаемость максимальна;
Б) выбор катиона если выбранное значение рН лежит в пределах 6,0 7,5, выбирают катион Al⁺³, а если в пределах 7,0 8,5 выбирают катион Mg⁺², такой выбор исключает выпадение осадка гидроокисла металла;
В) определение оптимальной концентрации катионов, для этого обрабатывают образцы керна раствором КОН с оптимальным значением рН, определенным экспериментально в соответствии с п. А, и различной концентрацией в нем катиона, выбранного в соответствии с п. Б, вплоть до насыщенного раствора, контролируя при этом проницаемость образцов керна, и выбирают ту концентрацию катионов, при которой проницаемость максимальна.

После этой операции приготовляют пластообрабатывающий раствор с экспериментально определенными значениями рН, концентрации и типа катиона, и этим раствором обрабатывают скважины.

Контроль проницаемости каналов породы прискважинной зоны дополняют контролем степени охвата связями глинистых частиц.

Последний осуществляют сопоставлением рН и концентрацией катионов в пластообрабатывающей жидкости до и после обработки скважины. Подтверждением того, что все глинистые частицы вступили в связи, служит отсутствие разницы между указанными рН и концентрациями при этом из жидкости не потребляются катионы металлов и ионы водорода. Практически достаточно получить разницу рН и концентраций, не превышающую 5%
Критерий 5% определен экспериментально. При больших разницах рН и концентраций входящей и выходящей из скважины жидкости адсорбция еще недостаточна и имеется резерв дальнейшего повышения проницаемости (продуктивности) скважины жидкостной обработкой. При меньших разницах рН экономически нецелесообразно проводить дальнейшую обработку пласта жидкостью, так как получаемое повышение проницаемости не окупает затрат на пластообработку.

Пример 1. Для теригенных коллекторов с глинистыми монтморилонитовыми цементами.

Компонент кг/м³
KOH 5,0 6,0
KCl 7,0 8,0
MgCl₂ 250 350
УМЦ-600 20,0 25,0
Дисольван 6,0 6,5
Вода Остальное
Пример 2. Для теригенных коллекторов с глинистыми цементами (глины групп каолинита или гидрослюд).

Компонент кг/м³
KOH 5,5 6,5
MgCl₂ 280 350
AlCl₃ 5,0 5,5
КМЦ-600 20,0 25,0
Дисольван 6,0 6,5
Вода Остальное
Пример 3. Для теригенных коллекторов с глинистыми цемениами и вторичной карбонатизацией (СаСО₃) составы из примеров 1 или 2 (в зависимости от минерального состава глин) с заменой КОН на НСl, количество которой определяют по величине рН жидкости 4,4 5,0.

Пояснение: КОН обеспечивает слабощелочную реакцию пластообрабатывающей жидкости (рН 8,2 8,5) НСl кислую реакцию (рН 4,5 5,0); KCl предотвращает набухание групп монтморилонита и бентонита; MgCl₂ способствует предотвращению пептизации; AlCl₃ понижает пептизацию глинистых цементов при рН, близких к 8,5; КМЦ-600 понижает проникновение жидкости в пласт; дисольван поверхностно-активное вещество, стабилизирующее пластообрабатывающую жидкость.

Реализация способа повышения продуктивности скважины путем одновременной щелевой разгрузки отличается от предыдущих, вышеописанных тем, что подготовленную активизированную жидкость не продавливают через призабойную зону пласта, а используют в качестве рабочей жидкости гидроперфоротора, т.е. добавляют в нее песок, а объем ее определяется потребностью перфорации. При этом сокращается время обработки, повышается эффективность обработки, но несколько повышаются затраты на рабочую (она же пластообрабатывающая) жидкость.

Для реализации этого варианта способа готовят песчаножидкостную смесь из пластообрабатывающих жидкостей приведенных выше составов с добавлением в них тонидов в количестве 4,0 6,0 кг/м³; последние обеспечивают неньютоновские свойства жидкости песконосителя, увеличивая кинетическую энергию абразива, и предотвращают истирание насадок. В смесь вводят абразивный элемент песок в количестве 50 100 кг/м³. Песок лучше выбрать с размером зерен 0,2 1,0 мм и содержанием кварца не менее 50% При выборе жидкости песконосителя считывают физико-механические свойства пласта и насыщающих его флюидов, а также технологические параметры процесса резки. Сущность процесса состоит в вовлечении в работу всей мощности продуктивного пласта скважины методом гидроразрыва полости с последующим их развитием до соединения с ненарушенной зоной пласта пластообрабатывающей жидкостью с активирующими компонентами.

Для реализации варианта способа с образованием двух пар разгрузочных щелей в скважине образуют две пары вертикальных щелей, симметричных относительно скважины. Щели первой пары должны иметь длину не менее 4 диаметров скважины, а ширину не менее 15 мм. Вторая пара размещена перпендикулярно первой, длина ее в пределах 20 50% от длины первой. Операции выполняют обычно в следующей последовательности. Вначале в выбранную пластообрабатывающую жидкость вводят абразив-песок и этой смесью производят пескоструйную обработку скважины, прорезая "короткие" щели, затем прорезают "длинные" щели (второй проходкой пескоструйного оборудования). При этом концентрации механических напряжений из приствольной зоны перемещаются на дальние концы первой пары щелей, а вторая пара щелей дополнительно увеличивает площадь проницаемости образовавшихся при разгрузке, вызванной первой парой щелей, в том числе за счет вскрытия трещиноватости в породе скважины. Увеличение длины вторых щелей сверх указанного предела выводит их в зону повышенных напряжений и сужает область разгруженных пород и, следовательно, снижает свободный доступ продукта пласта к скважине, а уменьшение длины снижает площадь дополнительной проницаемости скважины.

Минимально допустимая ширина щели определена аналитически и экспериментально, исходя из гарантированной несмыкаемости ее стенок.

Необходимая для разгрузки горных пород ширина щели определяется из выражения
,
где γH горное давление на глубине Н;
E модуль упругости горных пород;
a 2L + d суммарный размер скважины и двух щелей.

Величина а фиксирована: . Максимальное значение отношения для глубин H (2 5) км будет порядка 0,005, на меньших глубинах это отношение будет меньше. Поэтому, принимая с запасом , получим
max 1,6 * 0,005 * 1800 15 мм.

Эта ширина является достаточной для разгрузки горных пород, так как не происходит полного смыкания трещины. Более того, при дальнейшем увеличении ширины щели не наблюдается увеличения эффективности разгрузки.

В таблице представлены значения коэффициента концентрации напряжений в зависимости от соотношения глубины щели L и диаметра скважины d. Из анализа данных таблицы следует, что с погрешностью менее 2% можно считать, что увеличение глубины каждой щели свыше четырех диаметров практически не приводит к уменьшению концентрации напряжений.

Операции, необходимые для осуществления описанных выше вариантов способа (приготовление пластообрабатывающих жидкостей, добавление к ним дополнительных компонентов в заданной концентрации, нагнетание жидкости в скважину, гидроперфорацию, образование щелей), давно известны в горной и не только горной промышленности. В данном применении они не имеют каких-либо особых требований и могут быть реализованы на стандартном оборудовании. Новые операции выбор компонентов, концентраций рН, контроль описаны выше при изложении сущности способа с полнотой, достаточной для их воспроизведения специалистом.

Способ неоднократно проверен в промышленных условиях.

Эксперименты подтвердили достижение поставленных задач. Так, применение пластообрабатывающей жидкости (щелочной раствор приготовленный с использованием КОН и реагентов КСl, AlCl₃) на Полазненском нефтяном месторождении с теригенным коллектором с монтморилонитовыми, каолинитовыми и гидрослистыми цементами при обработке промысловой скважины дал рост притока с 7 м³/сут. до 20 м³/сут. который сохраняется более 2 лет, а при обработке 4 нагнетательных скважин позволил снизить давление с 450-500 до 180-200 атм. Их применимость при этом давлении составила 20 40 м³/сут. и они работают без ремонта также около года. При обработке этих же скважин без предложенных добавок удавалось получить рост притока только до 9 10 м³/сут. при этом он быстро уменьшался со временем.

При совмещении в приведенном вше эксперименте пластообработки жидкостью, активированной дополнительными компонентами, с щелевой разгрузкой путем использования пластообрабатывающей жидкостью в качестве рабочей получен рост притока около 50% а при образовании второй пары щелей, расположенных перпендикулярно первой паре, до 80% от первоначального, полученного после обработки скважин пластообрабатывающими жидкостями с активирующими добавками, согласно данной заявке. Анализ породы показал, что размеры каналов породы увеличились в прискважинной зоне в 2 2,5 раза.

Формула изобретения

1. Способ повышения продуктивности скважины, включающий циклическую обработку прискважинной зоны пластообрабатывающей жидкостью, содержащей компоненты для стабилизации терригенных глинистых пластов, и контроль проницаемости каналов зоны, отличающийся тем, что в качестве компонентов для стабилизации терригенных глинистых пластов используют электролиты, образующие катионы калия и катионы алюминия или магния.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оптимальные концентрации катионов и величины pН в пластообрабатывающей жидкости определяют экспериментально на образцах керна обрабатываемой скважины.

3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что одновременно с контролем проницаемости каналов зоны осуществляют контроль разницы концентрации катионов и величины pН во входящей и выходящей из скважины жидкости.

4. Способ по пп. 1 3, отличающийся тем, что обработку осуществляют до достижения разницы концентраций катионов и величины pН входящей и выходящей из скважины пластообрабатывающей жидкости, не превышающей 5%
5. Способ по пп. 1 4, отличающийся тем, что обработку прискважинной зоны пластообрабатывающей жидкостью производят одновременно с щелевой разгрузкой скважины, при этом в качестве рабочей жидкости используют пластообрабатывающую жидкость.

6. Способ по пп. 1 5, отличающийся тем, что щелевую разгрузку в прискважинной зоне осуществляют путем образования двух пар щелей, одну из которых образуют симметрично относительно скважины, а вторую пару щелей образуют перпендикулярно относительно первой, при этом глубина второй пары щелей составляет 20 50% глубины первой пары щелей.

РИСУНКИ

Рисунок 1