Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта
Владельцы патента RU 2261987:
Фукс Александр Борисович (RU)
Яковлева Надежда Тимофеевна (RU)
Богданов Вячеслав Степанович (RU)
Казаков Владимир Александрович (RU)
Брагина Орианда Александровна (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам удаления полимерных образований из пород призабойной зоны продуктивного пласта. Техническим результатом является восстановление проницаемости пород, достижение дебита скважины, близкого к потенциальному значению, при вторичном вскрытии пласта, освоении и капитальном ремонте скважины. В способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающем подачу в пласт технологического раствора, взаимодействующего с полимерными кольматирующими образованиями, его выдержку в пласте и удаление из пласта продуктов деструкции, в качестве технологического раствора используют состав, содержащий мас.%: гидроперит 1,2-1,5, ингибитор гидратации глин 5-10, вода - остальное, который закачивают в запланированный интервал обработки пласта, выдерживают его там в течение 3-5 часов, что необходимо для дренажа порового пространства и деструкционного воздействия гидроперита на полимерные кольматирующие образования, после чего продукты деструкции удаляют из пласта продуктивной скважины до появления флюида, соответствующего пластовому, причем в качестве ингибитора гидратации глин используют хлорид калия либо хлорид магния, либо хлорид кальция. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам удаления полимерных кольматирующих образований из пород призабойной зоны продуктивного пласта.
При бурении нефтяных и газовых скважин в последние 25-30 лет, как правило, используют буровые растворы, загущенные водорастворимыми полимерами, в частности производными целлюлозы, что позволяет повысить механическую скорость бурения и проходку на долото, снизить разупрочнение стенок скважины и улучшить очистку ее забоя. При вскрытии терригенных коллекторов порового и трещинно-порового типов возможно внедрение бурового раствора в пласт и формирование в поровом пространстве пород околоскважинной зоны полимерных кольматирующих образований, снижающих проницаемость продуктивного пласта.
В промысловой практике известны многочисленные способы удаления полимерных кольматирующих образований из продуктивных пластов, основанные на закачивании технологических растворов в околоскважинную зону пласта, выдержке их там и последующем удалении продуктов взаимодействия из пласта.
Так, известен способ полимерной декольматации призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт технологического раствора, содержащего кислородсодержащую кислоту фосфора, фторид-анионы и ингибитор коррозии [1]. К недостатку данного способа следует отнести возможность образования в поровом пространстве продуктивных пород труднорастворимых соединений типа фторида и фосфата кальция, которые могут провоцировать повторную кольматацию около-скважинной зоны пласта.
Близким по технической сути и достигаемому результату является техническое решение [2], в соответствии с которым для удаления полиакрилатных кольматирующих образований используют водный раствор натриевой или кальциевой кислородсодержащей соли кислоты фосфора, который закачивают в пласт, выдерживают его там и удаляют из пласта водорастворимые комплексы кольматанта-полимера с фосфорсодержащей солью до появления флюида постоянного состава, соответствующего пластовому.
Однако данная технологическая жидкость не может эффективно удалять кольматирующие образования, состоящие из простых эфиров целлюлозы, например, карбоксиметилцеллюлозы, и солей щелочноземельных металлов, насыщающих остаточные воды древних углеводородсодержащих терригенных отложений.
Задачей изобретения является разработка способа, позволяющего восстановить проницаемость терригенного коллектора до значения, близкого к естественному, за счет химической деструкции макромолекул кольматанта - простого эфира целлюлозы.
Поставленная задача решается тем, что в качестве технологического раствора используют состав, содержащий (масс.%): гидроперит 1.2-1.5, ингибитор гидратации глин 5-10, вода - остальное, который закачивают в запланированный интервал обработки пласта, выдерживают его там в течение 3-5 часов, что необходимо для дренажа порового пространства и деструкционного воздействия гидроперита на полимерные кольматирующие образования, после чего продукты деструкции удаляют из пласта продувкой скважины до появления флюида, соответствующего пластовому, причем в качестве ингибитора гидратации глин используют хлорид калия, либо хлорид магния, либо хлорид кальция.
Взаимодействие гидроперита с кольматирующими образованиями, состоящими из водорастворимых эфиров целлюлозы, основано на принципе оксидантного разрыва -С-О-С- связей в макромолекулярных целлюлозных цепях с образованием низкомолекулярных продуктов (моно-, ди- и олигосахаридов), которые растворяются в воде и водносолевых растворах без их загущения и могут быть удалены из пород околоскважинной зоны пласта стандартной продувкой скважины.
Определение оптимальных концентраций деструктанта (гидроперита) осуществляют следующим образом: к основе полимерсолевого бурового раствора, содержащего 1-2% простого эфира целлюлозы и 5-10% хлорида либо калия, либо магния, либо кальция, добавляют от 0.3 до 0.9% гидроперита и ежечасно измеряют условную вязкость испытуемых растворов до достижения ими постоянных значений этого показателя (табл.1). Видно, что 3-5 часов достаточно для деструкции эфиров целлюлозы. Периодическое дренирование скважины во время выдержки технологического раствора в пласте создает возвратно-поступательное движение деструктанта в закольматированной зоне, что существенным образом способствует растворению и разжижению кольматанта вследствие резкого снижения его молекулярной массы.
| Таблица 1 | |||||||||
| Время наблюдения, час | Добавка гидроперита к модели кольматирующего бурового раствора, масс.% | ||||||||
| 0.3 | 0.6 | 0.9 | 0.3 | 0.6 | 0.9 | 0.3 | 0.6 | 0.9 | |
| Модель бурового раствора состава, масс.%: КМЦ 2, КС1 5, вода - остальное. УВ500=36с | Модель бурового раствора состава, масс.%: КМОЭЦ l,5, CaCl2 8, вода - остальное. УВ500=66с | Модель бурового раствора состава, масс.%: ГЭЦ 1, MgCl2 10. УВ500=30с | |||||||
| 1 | 33 | 20 | 19 | 23 | 23 | 19 | 16 | 15 | 15 |
| 2 | 25 | 17 | 16 | 16 | 16 | 16 | 15 | 15 | 15 |
| 3 | 16 | 16 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 |
| 4 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 |
| 5 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 |
Сокращения:
КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза марки Камцел, ТУ 2231-001-3519378096;
КМОЭЦ - карбоксиметилоксиэтилцеллюлоэа, Германия, фирма Хехст;
ГЭЦ - гидроксиэтилцеллюлоза марки Сулфацелл, ТУ 6-55-221-1407-1407-95.
Экспериментальная оценка деструктирующего действия технологического гидроперитного раствора на эфироцеллюлозные кольматирующие образования проводилась на газонасыщенных керновых образцах парфеновского песчаника Ковыктинского газоконденсатного месторождения. После создания начальной водонасыщенности (природный рассол с массовой концентрацией минеральных компонентов, г/л: Са2+ 42.1, Mg2+ 13.9, К+ 1.85, Cl- 149.4) к торцу образца подавали модель кольматирующего бурового раствора [1.5% карбоксиметилцеллюлозы (ТУ 2231-001-351 93780-96, 5% хлорида калия (ГОСТ 4568-95), вода - остальное] и создавали давление, равное 8 МПа. Начиная с этого момента, замеряли объем фильтрата бурового раствора, проникшего сквозь образец. Эксперимент длился до стабилизации процесса проникновения фильтрата, но не менее 5 часов. Далее определяли газопроницаемость образцов по азоту при депрессии 0.3 МПа, подавая газ в образец с противоположного торца. После этого обрабатывали образцы деструктирующим технологическим раствором состава, масс.%: гидроперит 1.2, хлорид калия 5, вода - остальное и снова определяли проницаемость образцов.
В качестве основного показателя воздействия бурового (кольматирующего) раствора и технологического (деструктирующею) раствора на проницаемость песчаных образцов использовали коэффициенг восстановления проницаемости (табл. 2). Как видно из приведенных данных, предлагаемое техническое решение позволяет восстанавливать проницаемость образцов в пределах 83-92% относительно первоначальной.
| Таблица 2 | ||||||||
| №№образца скважины | Глубина отбора керна, м | Коллекторские свойства образцов | Остаточная водо-насышенность,% | Газопроницаемость образцов в процессе эксперимента, мД | | |||
| пористность,% | проницаемость, мД | начальная, К0 | после кольматации, K1 | после деструкции, К2 | ||||
 | 2949.4 | 16.3 | 82.7 | 16.5 | 57.8 | 23.2 | 53.9 | 92 |
 | 3314.0 | 18.9 | 291.4 | 15.6 | 211.8 | 124.9 | 175.8 | 83 |
 | 3297.9 | 16.5 | 62.6 | 16.8 | 43.3 | 7.8 | 36.4 | 84 |
Источники информации
1. US 4561503. МПК E 21 В 43/27. Опубл. 31.12.1985.
2. RU 20666373. МПК Е 21 В 43/27. Опубл. 10.09.1996.
Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий подачу в пласт технологического раствора, взаимодействующего с полимерными кольматирующими образованиями, его выдержку в пласте и удаление из пласта продуктов деструкции, отличающийся тем, что в качестве технологического раствора используют состав, содержащий, мас.%:
| Гидроперит | 1,2- 1,5 |
| Ингибитор гидратации глин | 5 -10 |
| Вода | Остальное |
который закачивают в запланированный интервал обработки пласта, выдерживают его там в течение 3-5 ч, что необходимо для дренажа порового пространства и деструкционного воздействия гидроперита на полимерные кольматирующие образования, после чего продукты деструкции удаляют из пласта продуктивной скважины до появления флюида, соответствующего пластовому, причем в качестве ингибитора гидратации глин используют хлорид калия, либо хлорид магния, либо хлорид кальция.
