Способ интенсификации нефтегазодобывающих скважин

Способ интенсификации нефтегазодобывающих скважин

Реферат

 

Изобретение относится к добыче жидких и газообразных полезных ископаемых, например, нефти и природного газа, включая газовый конденсат. Для увеличения эффективного радиуса поровых каналов в цементе коллектора и удаления коллоидных и твердых продуктов реакции в призабойную зону скважины последовательно закачивают раствор гидроксида щелочного металла и кислотный раствор с концентрациями, рассчитанными с обеспечением растворения щелоче- и кислоторастворимых минералов в цементе коллектора, а между ними - буферный раствор, не допускающий смешивания двух первых. Причем в качестве буферного раствора используют растворы хлоридов, нитратов, фторидов или их смесей, концентрацию гидроксида щелочного металла принимают равной 10 - 50 мас.%, а концентрацию кислотного раствора 12 - 30 мас.%. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к добыче жидких и газообразных полезных ископаемых, например, нефти и природного газа, включая газовый конденсат.

Известны способы интенсификации притоков нефтегазодобывающих скважин с помощью кислотной обработки их призабойных зон для повышения проницаемости последних, расширения поровых фильтрационных каналов за счет растворения части минералов коллектора, при которых в призабойную зону закачивают одну или смесь нескольких (обычно двух) сильных кислот, например, соляную, либо соляную с плавиковой (глинокислота). Особенность этих способов состоит в том, что после продавки кислотного раствора в призабойную зону он оставляется в ней на реагировании под давлением на 4 36 ч, а для поддержания растворяющей способности раствора в него вводятся различные замедлители реакции и стабилизаторы [1] Недостатки этих способов состоят в следующем: кислоты, за исключением плавиковой, при взаимодействии с минералами силикатной и алюмо-силикатной групп дают большое количество объемного гидрогеля кремнекислоты, причем даже присутствие плавиковой кислоты неспособно полностью его удалить, так как доля последней составляет от 20 до 35% активного вещества, кроме того сама плавиковая кислота при взаимодействии с кальцийсодержащими минералами и растворами дает труднорастворимый флюорит (фторид кальция), т. е. кислотные растворы способны образовывать большие количества кольматантов, снижающих, а иногда и исключающих эффективность интенсификации; кислотные растворы имеют низкую проницаемость, особенно в терригенных коллекторах, и повышают вязкость пластового флюида, что приводит к необходимости создания больших давлений для продавки их в пласт, нередко приближающихся к давлениям разрыва; вследствие описанной особенности и способности легко растворять вяжущие компоненты герметизирующего цементного камня они нередко разрушают его и уходят не в пласт, а в заколонное пространство, что приводит к возникновению заколонных перетоков воды и газа без повышения продуктивности скважины по основному полезному ископаемому.

Наиболее близким к заявляемому решению является способ интенсификации нефтегазодобывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора гидроксида щелочного металла [2] Недостаток прототипа состоит в том же, что и рассмотренных выше способах.

Заявляемый способ состоит в том, что в скважину и ее призабойную зону последовательно закачивают три раствора: первый щелочной водный раствор гидроксида щелочного металла, например, натрия (каустическая сода), назначение которого растворение щелочерастворимых минералов цемента коллектора и за счет этого повышение проницаемости для кислоты, снижение вязкости пластового флюида и оттеснение его в удаленную призабойную зону, а при возвратном движении удаление коллоидных и твердых продуктов реакции кислотного раствора; второй буферный, предназначенный для недопущения смешивания щелочного и кислотного растворов и реакции нейтрализации между ними; третий кислотный, например, соляной кислоты или смеси кислот для растворения кислоторастворимых минералов цемента коллектора, а также твердых и коллоидных продуктов реакции щелочного раствора. Буферный раствор обязательно представляет собой раствор соли или солей, применяемых в обработке кислоты (кислот) и основания. Объемы растворов определяют по обычной методике исходя из выбранного условного радиуса обработки призабойной зоны, эффективной мощности пласта и пористости коллектора, а концентрации рабочих щелочного и кислотного растворов из количества щелоче- и кислоторастворимых минералов цемента коллектора. Концентрацию буферного раствора рассчитывают таким образом, чтобы плотность его была промежуточной между плотностями щелочного и кислотного растворов. Тем самым предложенный способ обеспечивает индивидуальный подход к интенсификации каждой скважины.

Освоение скважины производят сразу после полной продавки в призабойную зону кислотного раствора, так как выдержка на реагирование не имеет смысла, поскольку в условиях порового пространства пласта активные компоненты растворов расходуются полностью при большой скорости протекания реакции.

Пример расчета концентраций на 1 м³ коллектора (данные условные): Эффективная (открытая) пористость коллектора 20% объем пор, заполненных цементом 15% в том числе щелочерастворимые минералы (опал-СТ, галлуазит) 40% от объема заполненных пор, кислоторастворимые силикаты и алюмосиликаты (монтмориллонит, хлорит) 45% гидроокислы железа 10% карбонаты (кальцит, доломит) 5% Реактивы NaOH, HCl, буферный раствор NaCl. Плотность минералов (с учетом рыхлости агрегатов цемента): карбонаты 2,75; гидроокислы железа 3,0; кислоторастворимые силикаты 1,8; опал-СТ 1,9; галлуазит 1,9. Масса минералов в 1 м³ коллектора: карбонаты 20,6 кг; гидроокислы железа 45,0 кг; кислоторастворимые силикаты 121,0 кг; опал-СТ 60,0 кг; галлуазит 60,0 кг. По данным экспериментов, растворение происходит примерно в половине видимых заполненных пор, а остальные по разным причинам недоступны для кислотных растворов, поэтому в расчетах количества кислоты применяется коэффициент 0,5. С учетом этого расход НСl на растворение карбонатов 7,9 кг, гидроокислов железа 15,3 кг, кислоторастворимых силикатов 55,3 кг, необходимый избыток кислот для поддержания рН < 2,5 1,0 кг, а всего 79,5 кг. Объем открытых пор 200 л, а с учетом увеличения объема порового пространства при частичном растворении цемента 300 л. Отсюда концентрация кислотного раствора должна составлять 22 масс. Концентрация щелочного раствора учитывает расход щелочи на растворение опала-СТ 40,0 кг и галлуазита 32,6 кг. Кроме того, при реакциях кислоты с силикатами образуется 44,3 кг гидрогеля кремнекислоты, на реакцию с которым нужно 40,3 кг щелочи. С учетом избытка щелочи на поддержание рН > 12 (1,0 кг) общее ее количество равно 112,9 кг. Объем открытых пор 200 л, а с учетом частичного растворения минералов цемента в процессе движения щелочного раствора 220 л. Тогда концентрация щелочного раствора равна 50 мас. Кислотный раствор расчетной концентрации имеет плотность 1,14 т/м³, а щелочной 1,4 т/м³, соответственно буферный раствор должен иметь плотность 1,2 т/м³, что соответствует концентрации NaCl 20 мас.

Щелочной раствор перед подачей в скважину желательно подогреть до температуры 25 80^oС в зависимости от пластовой температуры и температуры наружного воздуха: при пластовой температуре 70 80^oС нагрев минимальный, а при меньших по верхнему пределу, так как растворение идет только в горячих щелочах.

Все в заявляемом способе вещества известны, все они применяются для тех же или сходных целей, однако применение их в одном процессе, последовательность введения, функциональное назначение и взаимодействие, а также концентрации и метод их расчета существенно отличают заявляемое решение от известных, включая прототип, что позволяет сделать вывод о соответствии критериям "изобретательский уровень" и "новизна".

Заявляемый способ проверен лабораторными экспериментами и испытан в промышленных условиях на трех скважинах Уренгойского месторождения. Лабораторные эксперименты состояли в последовательном прокачивании через водо- и керосинонасыщенные образцы в пластовых или близких к ним условиях (Робж 20,0 30,0 МПа; Рвх 17,0 24,0 МПа; Р 0,3 1,0 МПа, t 70 80 ^oС) растворов NaOH с концентрацией 10 50 мас. NaCl и NaCl + NaNO₃ с суммарной концентрацией 12 20 мас. растворов НСl + NaNO₃ c концентрацией 15 22 мас. с последующим реверсированием (обратным движением отработавших растворов) и измерением проницаемости по воде или керосину до эксперимента и после. В результате проницаемость увеличилась на 20 100% и более. В результате промышленных обработок по предложенному способу две скважины, ранее простаивавшие из-за низкого дебита, выведены на фонтанный режим, а одна увеличила продуктивность в 3 раза.

Ниже в таблице приводятся результаты испытания предлагаемого способа в условиях Уренгойского месторождения.

Формула изобретения

1. Способ интенсификации нефтегазодобывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора гидроксида щелочного металла, отличающийся тем, что после закачки раствора гидроксида металла в призабойную зону последовательно закачивают буферный и кислотный растворы.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве буферного раствора используют растворы хлоридов, нитратов, фторидов или их смесей.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрацию гидроксида щелочного металла принимают равной 10 50 мас. а концентрацию кислотного раствора 12 30 мас.

РИСУНКИ

Рисунок 1