Способ обработки призабойной зоны
Владельцы патента RU 2477787:
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта при интенсификации притока углеводородов к скважине. Способ обработки призабойной зоны пласта включает установку в скважине насосно-компрессорных труб ниже отверстий перфорации, определение по данным геолого-геофизических исследований технического состояния эксплуатационной колонны и характера насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации, закачку и продавливание в пласт водного раствора кислой соли щелочного металла с выдержкой на реагирование 10-12 ч, извлечение продуктов реакции из призабойной зоны продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство, закачку и продавливание в пласт раствора соляной кислоты, выдержку на реагирование 6-8 ч, освоение скважины с помощью газа от скважины-донора или инертным газом. 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке продуктивной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.
Известен способ, включающий закачку в скважину водного раствора кислой соли щелочного металла и выдержку на фильтре не менее 8-10 ч (авт. св. СССР №1469932, кл. E21B 37/00, 1987).
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность, обусловленная невысокой степенью дисперсности глинистых частиц после взаимодействия с раствором соли. Способ предназначен для разрушения глинистой корки при выходе скважин из бурения и предусматривает разрушение глинистой составляющей бурового раствора, проникающей в пласт.
Наиболее близким к предлагаемому является способ, включающий закачку по НКТ водного раствора соли щелочного металла, выдержку его на фильтре в течение 8-10 ч, после чего дополнительно устанавливают ванну соляной и плавиковой кислот соответственно 6-10 мас.% и 2-5 мас.% (патент РФ 2055983, кл. E21B 43/27, опубл. 10.03.1996).
К недостаткам данного способа обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) следует отнести, что обработка химическими реагентами проводится с целью удаления глинистой корки со стенок скважины, а не связана с увеличением проницаемости ПЗП за счет реагирования химических реагентов с проникшей в пласт глинистой составляющей бурового раствора и глинистым цементом пород.
Задачей данного изобретения является интенсификация притока углеводорода к скважине.
Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта достигается тем, что в способе интенсификации притока, включающем установку в скважине колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже отверстий перфорации, закачку и выдержку водного раствора кислой соли щелочного металла и кислотную обработку, особенностью является то, что по данным геолого-геофизических исследований определяют техническое состояние эксплуатационной колонны и характер насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации, проводят закачку в пласт водного раствора кислой соли щелочного металла с выдержкой на реагирование 10-12 ч, извлечение продуктов реакции из призабойной зоны продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство, после этого закачивают и продавливают в пласт раствор соляной кислоты с выдержкой на реагирование 6-8 ч, далее скважину осваивают газом от скважины-донора или инертным газом, проводят гидродинамические исследования и определяют продуктивность скважины.
При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений севера Западной Сибири возникает необходимость интенсификации притока газа.
Причиной проведения интенсификации является закупоривание проводящих пор породы-коллектора глинистой составляющей бурового раствора и глинистым цементом пород-коллекторов, который при эксплуатации скважин вместе с углеводородами продвигается в призабойную зону скважины, снижая ее проницаемость и продуктивность.
Исследования, проведенные в лабораторных условиях, показали, что при проникновении воды в глиносодержащую породу возможны два варианта изменения фильтрационных свойств. В первом случае происходит изменение и увеличение водонасыщенности, пористости, снижение проницаемости из-за образования гидратных слоев. Во втором случае из-за диспергирования глинистых частиц, вызванного переходом их в подвижное состояние, приводящее к изменению фильтрационных свойств пород-коллекторов и кольматации частицами глин проводящих пор породы-коллектора.
При использовании водных растворов солей щелочных металлов в результате ионообменных реакций между глинистыми частицами, находящимися в поровом пространстве породы-коллектора, увеличивается межплоскостное расстояние, что приводит к самопроизвольному диспергированию. Полученная при этом высокодиспергированная глинистая смесь при последующем взаимодействии с кислотами разлагается и удаляется из ПЗП при освоении скважины.
В скважине проводят геолого-геофизические исследования с целью определения технического состояния эксплуатационной колонны и характера насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации. Спускают колонну НКТ ниже отверстий перфорации. В качестве оборудования используют цементировочный агрегат ЦА-320 для закачки 6-8 мас.% водного раствора кислой соли щелочного металла и кислотный агрегат АКПП-500 для закачки 8-9 мас.% раствора соляной кислоты.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Скважину глушат и цементировочным агрегатом закачивают через НКТ в ПЗП 6-8 мас.% водный раствор кислой соли щелочного металла в объеме 0,5 м3 на 1 м эффективной перфорированной толщины и продавливают его в пласт при давлении, не превышающем давление разрыва пласта, выдерживают 10-12 ч. После этого проводят извлечение продуктов реакции из ПЗП продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство. Далее в скважину закачивают 8-9 мас.% раствор соляной кислоты в объеме 0,5 м3 на 1 м эффективной вскрытой перфорированной толщины и продавливают в пласт кислотным агрегатом при давлении, не превышающем давление разрыва пласта. Останавливают процесс на реагирование соляной кислоты с глинистыми частицами в течение 6-8 ч, в результате которого глинистые частицы окончательно разлагаются и удаляются в процессе освоения скважины. Затем скважину осваивают с помощью газа от скважины-донора или инертным газом. После освоения скважины проводят гидродинамические исследования и определяют ее продуктивность.
Объемы водного раствора кислой соли щелочного металла и соляной кислоты определяются для поровых коллекторов, какими являются нижнемеловые отложения месторождений Западной Сибири, по формуле
V=π(R2-r2)Kn·h,
где V - объем раствора для обработки ПЗП, м3;
R - радиус обработки, м;
r - радиус скважины, м;
Kn - средняя открытая пористость, доли;
h - эффективная толщина обрабатываемого интервала, м.
В газовой скважине глубиной 1200 м, эксплуатирующей пласт h=10 м - эффективная толщина, вскрытая перфорацией, сложенной глинистыми породами-коллекторами, необходимо провести интенсификацию притока газа - удаление глинистой составляющей бурового раствора и глинистого цемента пород. В качестве химических реагентов на первой стадии обработки используют 6-8 мас.% водный раствор кислой соли щелочного металла и окончательная обработка проводится закачкой раствора 8-9 мас.% соляной кислоты. Средняя открытая пористость пласта Kn=0,3, радиус обработки ПЗП R=2 м, радиус скважины r=0,84 м.
Тогда объем водного раствора 6-8 мас.% NaHCO3 составит 31 м3, а объем 8-9 мас.% раствора соляной кислоты составит 31 м3.
Продукты реакции извлекаются из ПЗП вместе с пластовым газом при освоении газом от скважины-донора или инертным газом. После освоения скважины проводят гидродинамические исследования и определяют ее продуктивность.
В качестве критерия оценки технологии восстановления проницаемости пород-коллекторов после закачки химических реагентов были проведены эксперименты на слабосцементированных образцах песчаников с известной глинистостью. В результате проведенных экспериментальных работ установлено увеличение проницаемости образцов после двухэтапной закачки и выдержки химических реагентов в поровом пространстве образцов пород от 219,0% до 406,0% (таблица).
| Таблица | |||||||||
| № образца | Открытая порис тость, доли |
Остаточная водонасы щенность, доли |
Глинис тость, % |
Химические реагенты для обработки образца | Проницаемость по углеводородной жидкости, К·10-3 мкн2 | Время на реагирова ние, ч |
Коэффициент восстановле ния прони цаемости, % |
Окончательный коэффициент восстановления проницаемости, % | |
| первичная | после закачки хим реагента | ||||||||
| 1 | 0,31 | 0,18 | 15,0 | 6 мас.% водный раствор NaHCO3 | 548,8 | 828,0 | 10 | 151,0 | 406,0 |
| 8 мас.% раствор HCl | 2226,0 | 6 | 406,0 | ||||||
| 2 | 0,28 | 0,22 | 20,0 | 8 мас.% водный раствор NaHCO3 | 324,0 | 529,0 | 12 | 182,0 | 219,0 |
| 9 мас.% раствор HCl | 712,0 | 8 | 219,0 |
Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий установку в скважине насосно-компрессорных труб ниже отверстий перфорации, закачку и выдержку водного раствора кислой соли щелочного металла и кислотную обработку, отличающийся тем, что по данным геолого-геофизических исследований определяют техническое состояние эксплуатационной колонны и характер насыщения продуктивного пласта в зоне перфорации, проводят закачку и продавливание в пласт водного раствора кислой соли щелочного металла с выдержкой на реагирование 10-12 ч, извлечение продуктов реакции из призабойной зоны продувкой скважины инертным газом или газом от скважины-донора через затрубное пространство, закачку и продавливание в пласт раствора соляной кислоты, выдержку на реагирование 6-8 ч, освоение скважины с помощью газа от скважины-донора или инертным газом.
