Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин

 

Использование: восстановление в призабойной зоне нагнетающих и добывающих скважин фильтрационных характеристик продуктивного пласта. Сущность изобретения: в скважину последовательно закачивают углеводородную суспензию, содержащую, мас. %: нитрит натрия, или калия, или кальция 25-30, карбамид 25-30 и дизельное топливо или керосин остальное, затем кислотный поверхностно-активный состав, содержащий соляную кислоту 5,0-23,0, фтористо-водородную кислоту 2,0-10,0, растворитель АСПО 5,0-25,0, неионогенное ПАВ 1,0-5,0, оксиэтилендифосфоную кислоту 1,0-15,0, вода остальное. Причем после закачки реагентов скважину закрывают и выдерживают на реагирование, при этом время, необходимое на реагирование, контролируют по величине и скорости нарастания давления на устье скважины и считают достаточным, когда давление в скважине, достигнув максимального значения, начинает снижаться. Технический результат: увеличение дебита скважины по нефти и снижение обводненности добываемой продукции. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к химреагентным способам восстановления в призабойной зоне скважин фильтрационных характеристик продуктивного пласта.

Основной причиной, приводящей к резкому снижению фильтрационных характеристик продуктивного пласта в призабойной зоне скважин, является воздействие при строительстве и ремонте скважин на породу и пластовые флюиды применяемых буровых растворов и других технологических жидкостей, а также физико-химические процессы, вызванные технологией и режимом эксплуатации скважин.

В промысловой практике известны многочисленные способы химреагентной очистки призабойной зоны скважин от кольматирующих пласт образований органического и неорганического происхождения и восстановления фильтрационных характеристик продуктивного коллектора (SU 1571224 А1, 15.06.90, SU 1806260 A3, 30.03.93, RU 20655950 С1, 27.08.96, US 5355958 А, 18.10.94).

Так, известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий поверхностно-активное вещество, соляную кислоту и воду (SU 1161699, кл. Е 21 В 43/22, 1984).

Недостатками данного способа являются невысокие отмывающие свойства в отношении асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) и неспособность пептизировать и удалять плотные полимерно-глинистые образования, образуемые из-за фильтрации в пласт части бурового раствора.

Известен способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов, включающий закачку в пласт кислотного технологического раствора, содержащего, мас.%: метанол 50-70, фосфоновую кислоту 0,3-3,5, поверхностно-активное вещество 0,2-1,5, вода остальное, удаление технологического раствора из пласта при достижении флюида постоянного состава, после чего в пласт закачивают второй технологический раствор, содержащий, мас.%: метанол 50-70, пирофосфат или ортофосфат натрия 3-10, поверхностно-активное вещество 0,2-1,5 и вода остальное. При этом в качестве фосфоновой кислоты используют оксиэтилендиофосфоновую (ОЭДФ) кислоту (RU 2065036 С1, кл. Е 21 В 43/27, 29.09.94).

Недостатки способа - низкая эффективность растворения и пептизации АСПО и необходимость удаления из скважины, перед пуском ее в эксплуатацию, вредных для окружающей среды отработанных технологических растворов.

Известны методы повышения эффективности действия закачиваемых в скважину кислотных технологических растворов путем предварительной промывки призабойной зоны пласта от АСПО горячей нефтью или растворителями (дизельное топливо, или нефрас, или смесь толуольной и гексановой фракции и т.п.), либо путем предварительного прогрева скважин электрическим кабелем (Е.Ф.Смолянец и др. Осложнения в добыче нефти и борьба с ними, ж. Нефтяное хозяйство, 2, 1994 г., с.37).

Однако даже и в этих случаях, если в призабойной зоне скважин в составе органических компонентов, кольматирующих продуктивный коллектор, содержится повышенное количество парафиновых углеводородов с температурой плавления выше 50^oС, эффективность такой обработки продуктивного коллектора, несмотря на большие затраты, будет незначительной.

Известна самогенерирующая пенная система для освоения скважин, включающая применение для обработки скважин водных растворов карбамида, нитрита натрия и соляной кислоты, химическая реакция между которыми происходит с выделением тепла и двух газов - азота и углекислого газа. Закачка такой системы в скважину за счет ее интенсивного вспенивания (степень насыщения системы газами до 100 нм³/м³) интенсифицирует не только приток в скважину продукции из пласта, но и способствует очистке от АСПО призабойной зоны скважины (RU 1035201 А, кл. Е 21 В 43/25, 01.02.82).

Недостатком является низкая очищающая способность самогенерируемой пенной системы по отношению глинисто-полимерным кольматирующим пласт компонентам бурового раствора.

Наиболее близким по технологической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому способу относится способ термохимической обработки призабойной зоны скважины путем последовательной закачки в пласт через колонну труб химического реагента и раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки пласта и уменьшения степени разрушающего воздействия на металлическую колонну труб, в качестве химического реагента используют суспензию карбида кальция (авт. св. СССР 1028837 А, кл. Е 21 В 43/27, 22.04.81).

Основной недостаток данного способа - сложность приготовления на практике в углеводородной жидкости суспензии из частиц карбида кальция из-за высоких прочностных свойств последнего. Кроме того, при контакте с водой углеводородной суспензии карбида кальция происходит реакция разложения карбида кальция водой с образованием горючего газа-ацетилена и нерастворимого в воде осадка окиси кальция, который в ряде случаев, например при использовании бурового раствора на меловой основе, сам может являться причиной загрязнения добываемой продукции твердыми примесями, при этом та тепловая энергия, которая выделяется при химическом реагировании соляной кислоты с гидроокисью кальция (концентрированная соляная кислота с карбидом кальция не реагирует), не может оказать особого влияния на очистку призабойной зоны пласта от кольматирующих образований.

Целью изобретения является разработка химреагентного способа обработки призабойной зоны скважины, позволяющего восстановить фильтрационные характеристики продуктивного коллектора до значений, близких к первоначальному, за счет эффективного воздействия как на АСПО, так и глино-полимерные образования.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом химреагентном способе обработки призабойной зоны скважин, включающем последовательную закачку в скважину углеводородной суспензии и водного раствора соляной кислоты, взаимодействующих между собой с выделением тепла и газообразных компонентов, углеводородная суспензия содержит, мас.%: Нитрит натрия, или калия, или кальция - 25,0 - 30,0 Карбамид - 25,0 - 30,0 Дизельное топливо, или керосин - Остальное а в водный раствор соляной кислоты дополнительно вводят фтористо-водородную кислоту, растворитель асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО), неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) с образованием кислотного поверхностно-активного состава, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Соляная кислота - 5,0 - 23,0 Фтористоводородная кислота - 2,0 - 10,0 Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0 НПАВ - 1,0 - 5,0 ОЭДФ - 1,0 - 15,0
Вода - Остальное
При этом в скважину закачивают вначале углеводородную суспензию, затем кислотный поверхностно-активный состав, после чего скважину выдерживают на реагирование в закрытом состоянии, при этом время, необходимое на реагирование, контролируется по величине и скорости нарастания давления на устье скважины и считается достаточным, когда давление в скважине, достигнув максимального значения, начинает снижаться.

В качестве растворителя асфальто-смоло-парафиновых отложений используют толуол, или смесь ароматических растворителей, таких как нефрас АР-120/200 (ТУ 38-101809-80), или нефрас АР-130/150 (ГОСТ 10215-78) и др., в качестве НПАВ используют продукты оксиэтилирования алкилфенолов типа ОП-10 (ГОСТ 84.3.3. -81), или неонола Аф 9-12 (ТУ 38.50-724-87), или СНО-4Б (ТУ 39-57946-88) и др. , а в качестве ОЭДФ используют продукт, выпускаемый по ТУ 6-14-614-76, или ТУ 6-02-1215-81. При этом необходимое время выдерживания скважины в закрытом состоянии контролируют по величине и скорости нарастания давления в скважине.

Скважина считается обработанной и вводится в эксплуатацию, когда давление на устье скважины, достигнув максимального значения, начинает снижаться. При таком способе обработки скважины в результате постепенного перехода дисперсии нитрита натрия и карбамида из углеводородной фазы в воду и термохимической реакции в воде данных реагентов с соляной, хлористоводородной и ОЭДФ кислотами происходит разогрев призабойной зоны скважины с интенсивным газовыделением. Все это не только ускоряет процессы расплавления и растворения АСПО, но и интенсифицирует также растворение глино-полимерных и прочих отложений, кольматирующих призабойную зону скважины. При этом, под воздействием НПАВ, растворителя и газовыделения происходит диспергирование и переход кольматирующих отложений в водную фазу в виде маловязкой эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, хорошо фильтруемую в водонасыщенные участки пласта, т. е. систему, не требующую ее удаления из скважины. Более того, обладая высокими поверхностно-активными свойствами, данная система при фильтрации в продуктивный пласт повышает проницаемость коллектора по отношению к нефти и, наоборот, снижает проницаемость по отношению к воде. Последнее объясняется тем, что гидрофобные коллоидно-дисперсные частицы, образуемые в воде в результате растворения и диспергирования АСПО и других отложений, при закачке их в высокопроницаемые, водонасыщенные интервалы пласта, адсорбируясь на гидрофильных участках породы или накапливаясь в поровых каналах пласта, снижают их фазовую проницаемость в первую очередь для воды, чем для нефти, что выгодно отличает предлагаемый способ от известного способа, взятого за прототип.

Для сравнительной оценки эффективности растворяющей способности известных составов и составов, используемых в предлагаемом химреагентном способе обработки призабойной зоны скважины, использовали искусственно приготовленную кольматирующую смесь, состоящую из карбоната кальция (49 мас.%), АСПО с температурой плавления 56^oС (30 мас.%), бентонитовой глины (20 мас.%) и полимера - гипана(1 мас.%).

Растворяющая способность (Рс) составов оценивалась по интенсивности их воздействия с АСПО с карбонатом кальция, бентонитовой глиной и гипаном, по изменению веса модели кольматируемой смеси до и после ее обработки анализируемым технологическим составом по формуле (1)
Рс=[(Go-Gк)•100]/Go, % (1)
где Go - навеска обрабатываемой кольматируемой смеси, г;
Gк - вес нерастворимого остатка после обработки смеси, г.

Изменение проницаемости пласта в отношении нефти и воды после его обработки эмульсионно-дисперсной системой, образующейся при воздействии технологических составов на кольматирующие пласт образования, исследовали на насыпной модели пласта (кварцевом песке) длиной 500 мм и диаметром 11 мм, имеющей пористость 36% и проницаемость до обработки по нефти 0,25 мкм² и по воде 3,8 мкм².

Опыты проводили при комнатной температуре (20+5^oС). Объем закачанного в модель пласта отработанного состава во всех опытах был постоянным, равным одному поровому объему модели пласта.

Изменение параметра проницаемости нефтенасыщенной модели пласта по нефти в относ.% (Nn%), рассчитывали по формуле (2):
Nn%=[n-0,25):0,25]•100, (2)
где n - проницаемость нефтенасыщенной модели пласта после закачки одного порового объема отработанного технологического состава, мкм², а изменение проницаемости водонасыщенной модели пласта по воде в относ.% (Nn%), рассчитывали по формуле (3):
Nв%=[(в-3,8):3,8]•100, (3)
где в - проницаемость водонасыщенной модели пласта после закачки одного порового объема отработанного технологического состава, мкм².

Результаты испытаний растворяющей способности (Рс, %) анализируемых составов на кольматирующие пласт образования и влияние продуктов обработки на изменение проницаемости модели пласта в отношении нефти - Nn% и воды - Nв%, представлены в табл. 1.

Из представленных в табл.1 данных следует, что используемые в предлагаемом способе технологические составы (пп.6-10) в отличие от состава по прототипу (пп. 1-3), обладают не только способностью при их взаимодействии между собой к газовыделению и нагреванию системы, что интенсифицирует процесс растворения как АСПЛ, но и растворению карбонатных и глино-полимерных образований.

Кроме того, в отличие от известного состава (п.1-5), предлагаемый способ восстанавливает на 100% (п.6-7) и даже повышает до 110-120% (п.8-10), начальную проницаемость по нефти нефтенасыщенных участков пласта.

Сопоставительный анализ показывает, что предлагаемый химреагентный способ обработки призабойной зоны от известных технических решений отличается также и тем, что он за счет присутствия оксиэтилендифосфоновой кислоты (ОЭДФ) в диапазоне концентрации 1-14 мас.% предотвращает также образование в пласте нерастворимых солей фторидов кальция, магния и др.

При этом, как следует из данных табл.1, при данном содержании в кислотном поверхностно-активном составе ОЭДФ прослеживается и положительный эффект воздействия данной добавки на Рс% технологического состава и на влияние отработанных растворов на изменение Nn% и Nв%. Однако дальнейшее превышение содержания ОЭДФ в данном составе экономически нецелесообразно.

Использование в разработанном химреагентном способе обработки призабойной зоны скважин указанных технологических составов и оптимальное содержание в них применяемых компонентов являются основными отличительными признаками, которые обеспечивают достижение в предлагаемом способе нового технологического эффекта, а именно превращение АСПО и глино-полимерных отложений при их обработке предлагаемыми составами в маловязкую эмульсинно-дисперсную систему прямого типа, не требующую ее удаления из скважины.

Эффективность применения предлагаемого химреагентного способа на практике проверялась при обработке ряда нагнетательных и добывающих скважин Поточного и Чумпасского месторождений ТПП "Лангепаснефтегаз" НК "ЛУКойл". Обработку скважин осуществляли по общепринятой технологии кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) с той лишь разницей, что вместо предварительной промывки скважины от АСПО горячей нефтью или углеводородным растворителем, например нефрас, в скважину закачивали суспензию нитрита натрия и карбамида в дизельном топливе (СДТ), а вместо глино-кислоты закачивали кислотный поверхностно-активный состав, содержащий НС1 - 20,0%. HF - 2,0%, и ПЛАВ - 5,0%, растворитель - 25%.

Общие сведения о характеристике обрабатываемых скважин и об объемах и составах технологических жидкостей, используемых для ОПЗ скважин, представлены в табл.2.

Характер изменения режима работы скважин после ОПЗ предлагаемым способом, в сравнении с ранее проводимыми обычными кислотными обработками данных скважин, приведен в табл.3. Из табл.3 следует, что при обработке нагнетательных скважин предлагаемым способом достигается более глубокая очистка призабойной зоны от АСПО и прочих кольматирующих пласт отложений, чем при известной кислотной обработке, что проявляется в резком (в 2-3 раза) возрастании приемистости нагнетательных скважин при одновременном заметном (15-20%) снижении давления нагнетания, что чрезвычайно важно в части повышения надежности работы системы поддержания пластового давления. Применение предлагаемого способа для ОПЗ добывающей скважины (см.п.5) позволило не только значительно (на 30%) увеличить дебит скважины по нефти (после обычной кислотной обработки дебит скважины увеличился на 16%), но и существенно (почти на 10%) снизить общую обводненность добываемой продукции, что не наблюдалось при обычной кислотной обработке скважины.

Формула изобретения

1. Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважины, включающий последовательную закачку в скважину углеводородной суспензии и водного раствора соляной кислоты, взаимодействующих между собой с выделением тепла и газообразных компонентов, отличающийся тем, что углеводородная суспензия содержит, мас. %:
Нитрит натрия, или калия, или кальция - 25-30
Карбамид - 25-30
Дизельное топливо или керосин - Остальное
а водный раствор соляной кислоты дополнительно содержит фтористо-водородную кислоту, растворитель асфальтено-смоло-парафиновых отложений, неионогенное поверхностно-активное вещество и оксиэтилендифосфоновую кислоту с образованием кислотного поверхностно-активного состава при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Соляная кислота - 5,0-23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0-10,0
Растворитель асфальтено-смоло-парафиновых отложений - 5,0-25,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-5,0
Оксиэтилендифосфоновая кислота - 1,0-15,0
Вода - Остальное
2. Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважины по п. 1, отличающийся тем, что в скважину вначале закачивают углеводородную суспензию, затем кислотный поверхностно-активный состав, после чего скважину выдерживают на реагирование в закрытом состоянии, при этом время, необходимое на реагирование, контролируется по величине и скорости нарастания давления на устье скважины и считается достаточным, когда давление в скважине, достигнув максимального значения, начинает снижаться.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 11.04.2009

Дата публикации: 10.12.2011

---