Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований



Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований

 


Владельцы патента RU 2617135:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта - ПЗП. В способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %, далее выдерживают указанный водный раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины. Технический результат - повышение эффективности очистки ПЗП за счет максимального восстановления проницаемости продуктивного пласта. 3 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и повышения производительности эксплуатационных скважин, законченных бурением на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ).

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ реагентной обработки скважины, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов в следующей последовательности: первоначально в пласт закачивают водный раствор бисульфата натрия с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) и оставляют его на реагирование, после чего в пласт закачивают водный раствор ПАВ и далее водный раствор бикарбоната натрия с добавкой ПАВ (см. патент RU 2106484, E21B 43/22, опубл. 10.03.1998).

Недостатком указанного выше способа является низкая эффективность очистки ПЗП ввиду недостаточного восстановления проницаемости пласта и отсутствия технологических приемов, способствующих очистке ПЗП в открытом стволе от глинистых образований терригенных коллекторов.

Техническим результатом заявленного способа очистки ПЗП от глинистых образований является повышение эффективности очистки ПЗП за счет максимального восстановления проницаемости продуктивного пласта.

Технический результат достигается тем, что в способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем осуществления промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, при этом объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта, затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %, далее выдерживают упомянутый водный раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины.

Закачка в ПЗП очищающего реагента на водной основе, содержащего бисульфат натрия с добавкой гидрохинона, обеспечивает увеличение проницаемости ПЗП за счет удаления плотной части глинистых образований терригенных коллекторов (глинистой корки) со стенок скважины, а закачка в ПЗП водного раствора оксиэтилидендифосфоновой кислоты обеспечивает окончательное восстановление его проницаемости и расширение существующих фильтрационных каналов в пористой среде за счет растворения остаточных глинистых образований. Восстановление проницаемости ПЗП обеспечивает повышение производительности скважин, ПЗП которых оборудована по типу «открытый ствол».

Бисульфат натрия NaHSO4 применяют в качестве химического реагента, способного переводить труднорастворимые окислы в растворимые соли.

Гидрохинон С6Н6О2 применяют в качестве антиокислителя для стабилизации легко окисляющихся веществ.

Оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФК) применяют в качестве ингибитора солеотложений и как комплексообразующий реагент.

Максимальное восстановление проницаемости продуктивного пласта путем удаления глинистых образований может обеспечиваться при содержании в очищающем реагенте на водной основе бисульфата натрия в количестве от 15 до 17 мас. % и гидрохинона в количестве от 2 до 4 мас. % и при содержании в водном растворе кислоты - оксиэтилидендифосфоновой кислоты в количестве от 17 до 19 мас. %.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется таблицей.

В таблице представлены результаты лабораторных исследований рабочих образцов, имитирующих ПЗП определенной проницаемости до и после обработки различными компонентными составами технологических жидкостей (очищающего реагента на водной основе и водного раствора кислоты).

Способ очистки ПЗП от глинистых образований осуществляют следующим образом.

В процессе бурения скважин поровое пространство околоствольной части пласта кольматируется твердой фазой бурового раствора, проницаемость ПЗП снижается за счет образования фильтрационной глинистой корки, проникновения фильтрата бурового раствора, а также за счет диспергирования и набухания составляющих скелета горной породы. Для восстановления проницаемости стенок скважины, ПЗП которой оборудована по типу «открытый ствол», производят очистку ПЗП от глинистых образований (фильтрационной глинистой корки).

Вначале осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой с целью удаления рыхлой части глинистых образований со стенок скважины. Предварительная промывка призабойной зоны скважины технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки) для удаления рыхлой части глинистой корки. После удаления этой части глинистых образований на стенках скважины остается ее более плотная часть, для удаления которой в ПЗП закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия с добавкой гидрохинона, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, т.е. устанавливают в ПЗП жидкостную ванну. Объем закачки очищающего реагента на водной основе выбирают из условия перекрытия им кровли продуктивного пласта, а именно: объем закачки должен быть таким, чтобы жидкостной столб очищающего реагента на водной основе, закачанного в скважину, был более чем на 10 метров выше кровли продуктивного пласта. Такой объем закачки очищающего реагента на водной основе обеспечивает необходимую степень очистки ПЗП.

В результате физико-химического воздействия происходит разрушение структуры глинистых образований, при этом часть глинистых частиц отслаивается со стенок скважины, теряя способность к слипанию.

После очистки ПЗП от глинистых образований скважину промывают от продуктов реакции технической водой.

Далее закачивают в пласт водный раствор оксиэтилидендифосфоновой кислоты и выдерживают его в ПЗП в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований. При этом в ПЗП протекает физико-химическая реакция по растворению глинистых составляющих, занесенных в продуктивный пласт.

Объем водного раствора оксиэтилидендифосфоновой кислоты выбирается в зависимости от конструкции скважины, пористости пласта-коллектора, радиуса ПЗП со сниженной проницаемостью и рассчитывается по формуле:

V=πr2mh,

где F - объем водного раствора оксиэтилидендифосфоновой кислоты, м3; r - планируемый радиус проникновения кислотного раствора, м; m - коэффициент пористости породы, h - мощность обрабатываемого интервала, м.

В результате происходит восстановление проницаемости пласта путем очистки, расширения существующих и образования новых фильтрационных каналов в пористой среде на удаленных участках ПЗП и по всей вскрытой мощности пласта. По истечении заданного времени выдержки в ПЗП водного раствора оксиэтилидендифосфоновой кислоты скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Для исследования эффективности описанного выше способа очистки ПЗП от глинистых образований скважины разработаны различные варианты технологических жидкостей (очищающего реагента на водной основе и водного раствора кислоты), отличающиеся количественным содержанием компонентов (см. таблицу).

Были проведены лабораторные исследования с целью определения оптимально содержания компонентов в технологических жидкостях (очищающем реагенте на водной основе и водном растворе кислоты), при которых было бы обеспечено максимальное восстановление фильтрационных характеристик продуктивного пласта.

Методика проведения лабораторных исследований осуществлялась в следующей последовательности.

Сформировали рабочий образец, имитирующий ПЗП определенной проницаемости.

После формирования рабочего образца профильтровывали через него воду и определили начальный коэффициент проницаемости рабочего образца при заданном перепаде давления. Коэффициент проницаемости рассчитали по формуле:

,

где: μ - коэффициент динамической вязкости прокачиваемой среды, Па с; l,d - длина и диаметр рабочего образца, м; P - давление на входе, Па; Pam - атмосферное давление, Па; Q - расход жидкости, м3/с.

При том же перепаде давления через рабочий образец профильтровывали насыщенный глинистый раствор плотностью 1120 кг/м3 до образования глинистой корки и оставляли в покое в течение заданного времени. Далее глинистый раствор выдавливали водой (своеобразный буфер, часто применяемый в промысловых условиях), затем заполняли полость очищающим реагентом на водной основе, содержащим бисульфат натрия с добавкой гидрохинона (например, очищающий реагент на водной основе, содержащим 16 мас. % бисульфата натрия (NaHSO4) и 3 мас. % гидрохинона (C6H6O2)), и оставляли жидкость в покое на реагирование с глинистой коркой в течение заданного времени. Затем сливали очищающий реагент на водной основе из полости. Далее продавливали в рабочий образец водный раствор кислоты, например 18 мас. % водный раствор оксиэтилидендифосфоновой кислоты (C2H8O7P2), после заданного времени выдержки кислотного состава в обратном направлении профильтровывали воду и определяли коэффициент восстановления проницаемости при заданном перепаде давления.

Из результатов лабораторных исследований, приведенных в таблице, следует, что при применении технологических жидкостей по п. 2 таблицы восстановление проницаемости ПЗП будет недостаточно высоким, а при применении технологических жидкостей по п. 6 таблицы проницаемость будет на уровне, достигнутом применением технологических жидкостей по п. 3-5, но при этом расход реагентов увеличится, т.е. применение технологических жидкостей по п. 6 экономически не оправдано.

С учетом указанных выше лабораторных исследований было установлено то, что содержание в очищающем реагенте на водной основе бисульфата натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинона в количестве 2-4 мас. %, а содержание в водном растворе кислоты оксиэтилидендифосфоновой кислоты в количестве 17-19 мас. % (пл. 3-5 таблицы) является оптимальным для достижения технического результата заявленного способа и позволит повысить эффективности очистки ПЗП за счет увеличения проницаемости пласта. Повышение проницаемости ПЗП позволит повысить производительность скважин в 1,8 раза.

Примеры осуществления способа очистки ПЗП.

Пример 1.

Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 15 мас. % бисульфата натрия, 2 мас. % гидрохинона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 3-4 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 17 мас. % оксиэтилидендифосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов и осваивают ее.

Пример 2.

Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий:

16 мас. % бисульфата натрия, 3 мас. % гидрохинона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 3-4 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 18 мас. % оксиэтилидендифосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.

Пример 3.

Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 17 мас. % бисульфата натрия, 4 мас. % гидрохинона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 3-4 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 19 мас. % оксиэтилидендифосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.

Заявленный способ очистки ПЗП от глинистых образований обеспечивает повышение производительности эксплуатационных скважин, ПЗП которых оборудована по типу «открытый ствол» за счет повышения эффективности очистки ПЗП.

Способ очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований, в котором удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, при этом объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта, затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %, далее выдерживают упомянутый водный раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат – снижение обводненности и повышение нефтеотдачи в пластах с очень горячими зонами.

Настоящее изобретение относится к улучшению извлечения нефти из подземных образований. Применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, выбранного из соединений формулы R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H, где R - додецильная группа -(CH2)11-(CH3), m - число от 0 до 20; n- число, превышающее m и равное от 5 до 40, для предотвращения удержания анионного ПАВ в нефтяном коллекторе, в частности в карбонатном или глинистом коллекторе, указанное НПАВ применяется по меньшей мере в качестве средства, препятствующего удержанию АПАВ, вводимого в комбинации с ним, и/или в качестве защитного средства, вводимого перед введением АПАВ, и/или для десорбции АПАВ, предварительно заключенных в коллекторе.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификации притока нефти, увеличение проницаемости пласта, замедление скорости реакции с породой состава для обработки пласта и исключение образования кремниевых кислот при реакции с глинами при высокой пластовой температуре.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, продукция которых содержит пластовую воду с содержанием солей до 300 г/л при температуре до 85°C и содержанием углеводородного конденсата до 50 об.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов. Технический результат - повышенине устойчивости глинистых минералов к гидратации и диспергируемости при бурении буровыми растворами на водной основе, предотвращение сальникообразования, снижение коллоидной фазы и повышение смазочных и противоприхватных свойств.

Изобретение относится к керамическому расклинивающему агенту. Способ получения керамического расклинивающего агента включает стадии: а) подготовку, включающую измельчение исходных материалов, содержащих магнийсодержащий материал, и вспомогательных материалов с получением шихты, б) гранулирование шихты с получением гранул предшественника расклинивающего агента, в) обжиг гранул предшественника расклинивающего агента с получением гранул расклинивающего агента и стадию предварительного обжига магнийсодержащего материала в восстановительной атмосфере, которую проводят перед стадией а).

Изобретение относится к глушению скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Жидкость для глушения скважин включает, мас.%: сульфацелл 1,5-2,0; кадмий сернокислый 35,0-40,0; вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического. 1 пр., 1 табл.
Наверх