Способ обработки продуктивного пласта

Способ обработки продуктивного пласта

Реферат

 

Область применения: нефтегазодобывающая промышленность для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения: перед обработкой замеряют pH обрабатываемого продуктивного пласта и закачивают в пласт растворы химических реагентов с изменением pH среды. По окончании реагирования закаченного раствора скважину осваивают до полного выноса продуктов реакции и разрушения кольматанта. Далее осуществляют следующий цикл обработки, производя закачку в пласт раствора химических реагентов, имеющих pH, противоположный pH обрабатываемой среды до закачивания раствора при предыдущем цикле. Циклы обработки производят до полной очистки продуктивного пласта. Растворы химических реагентов содержат ионогенные ПАВ в количестве не менее 0,5мас. % . При этом растворы со щелочной реакцией среды содержат анионоактивные ПАВ, а растворы с кислой реакцией среды содержат катионоактивные ПАВ. При каждом последующем цикле обработки объем закачиваемого в пласт раствора увеличивают на 10-15%. Положительный эффект: повышение проницаемости горных пород прискважинной зоны продуктивного пласта и увеличение рабочей поверхности для притока пластового флюида. За счет этого увеличивается дебит нефтяных и газовых скважин, а в нагнетательных скважинах - приемистость. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам обработки околоскважинной зоны продуктивных пластов и может быть использовано для обработки скважин, вышедших из бурения, а также при ремонте скважин, производительность которых не соответствует фильтрационным параметрам пласта.

Несмотря на большое количество химических реагентов и технологий применяемых для обработки скважин, полностью восстановить проницаемость продуктивных пластов не удается, особенно, в скважинах после окончания бурения.

Вызвано это следующим.

В процессе бурения происходит фильтрация в проницаемые пласты фильтрата и дисперсной фазы бурового раствора. Фильтрат вызывает набухание глинистых пород, что снижает проницаемость пород. Кроме этого, попадая в пору пласта, фильтрат в большинстве случаев превращается в связанную воду. Это дополнительно отрицательно воздействует на проницаемость. Дисперсная фаза кольматирует проницаемые участки пласта, создавая повышенное сопротивление движению пластового флюида.

В основном дисперсная фаза представлена глиной, монтмориллонитовой (хотя могут быть и частички каолина, гидрослюдистых и пр.). Монтмориллонитовые глины очень чувствительны к изменению солености воды. При уменьшении концентрации соли, а также ее состава происходит набухание глинистых минералов, что также сказывается отрицательно на фильтрационной проводимости околоскважинной зоны продуктивного пласта. Причем глинистые кольматирующие формирования находятся не в разрозненном состоянии, а связаны между собой и образуют структуру с коагуляционными контактами между частицами. Спецепление частиц в таких структурах происходит за счет молекулярных, магнитных и дипольных взаимодействий.

Для обработки прискважинной зоны требуются комплексные способы разрушения кальматантов и породы пласта, не только химическим воздействием, но и возможностью разрушать физическим путем.

Известен такой способ обработки скважин, включающий закачку в пласт растворов химических реагентов с изменением окислительно -восстановительных потенциалов [1] Создание отрицательного потенциала в закачиваемом растворе в ряде случае повышает эффективность обработки. Это, в основном, случаи, когда прискважинная зона имеет положительный потенциал и глубина скважины небольшая (100-200 м). При больших глубинах при прокачивании такого раствора отрицательный потенциал исчезает и не доходит до обрабатываемого интервала. Таким образом, данный способ не может быть применен в нефтяных и газовых скважинах (глубина которых много больше 100 м).

Способ имеет и тот недостаток, что не достигается эффективность обработки в скважинах, где обрабатываемая среда имеет тоже отрицательный потенциал. А в основном только такие случаи.

Известен и другой способ обработки продуктивного пласта, включающий закачку в пласт растворов химических реагентов с изменением pH среды [2] В данном способе pH водного раствора химреагентов доводят до 0,5-2,5, т. е. делают кислую среду. При таком малом значении pH реакции с находящимся в продуктивном пласте частичками кольматанта и горной породой не происходит. Раствор в результате хорошо прокачивается по пласту. Благодаря этому его свойству, способ применяют для обработки нагнетательных скважин, чтобы можно было обработку произвести на большой площади и значительном удалении от скважины. Способ нельзя применять для обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, где обработка требуется сразу, начиная со стенок скважины. Т. е. способ нельзя применить в добывающих скважинах.

Способ малоэффективен для обработки скважин, где pH среды меньше 7 (среда кислая). А таких случаев очень много (каолиновые глины и др.).

Таким образом, недостатком известных способов является малая область применения и низкая эффективность при обработке нефтяных и газовых скважин.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности обработки продуктивных пластов и расширение области применения.

Названная задача достигается тем, что в известном способе обработки продуктивного пласта, включаемым закачку в пласт растворов химических реагентов с изменением pH среды, перед обработкой замеряют pH обрабатываемой среды, а после этого производят циклическую обработку продуктивного пласта, при этом при каждом цикле в обрабатываемый горизонт закачивают раствор химических реагентов, имеющий pH, противоположный обрабатываемой среды до закачивания этого химического реагента, по окончании реагирования закаченного в продуктивный пласт раствора скважину осваивают до полного выноса продуктов реакции и разрушения кольматантов и породы пласта.

Новым является и то, что применяемые для обработки растворы химических реагентов содержат ионогенные поверхностно-активные вещества в количестве, не менее 0,5 мас. при этом растворы со щелочной реакцией среды содержат анионоактивные ПАВ, а растворы с кислой реакцией среды содержат катионоактивные ПАВ. Новым является и то, что при каждом последующем цикле обработки объем закаченного раствора увеличивают на 10-15% Способ осуществляют следующим образом.

До обработки скважин проводят изучение состава горных пород продуктивного пласта, его пористости, проницаемости, температуры и др. Если продуктивный пласт нефтяной, то и свойств нефти. По этим данным подбирают химические реагенты для разрушения глинистых кольматирующих образований, если скважина осваивается после окончания ее бурения. Если скважина эксплуатационная и продуктивный пласт закупорен асфальто-смолисто-парафиновыми веществами, то химические вещества выбирают не только для разрушения пород пласта, но и названных веществ.

Следует сказать, что продукты кольматации, попавшие в пласт в процессе бурения, при освоении скважины полностью неудаляются даже при применении самых совершенных технологий. Поэтому и в процессе эксплуатации скважины нужно применять химические реагенты, способные разрушать кольматант, оставшийся после бурения. На эксплуатационных скважинах, где продуктивный пласт "закупорен" асфальто-смолисто-парафиновыми образованиями (АСПО), при первом цикле обработки нужно применять такие химические реагенты, которые растворяют АСПО. Это вызвано тем, что АСПО, в основном, отлагаются в зоне выхода из пласта, т.е. в прискважинной зоне пласта.

Далее берут пробу продукции скважины и известным способом определяют величину водородного показателя pH. Допустим pH характеризует среду как кислую. В такой продуктивный пласт закачивают расчетное количество химического реагента со щелочной реакцией. При закачивании такого раствора происходит переориентация молекул коагуляционных образований, заполняющих поры пласта. При этом часть кольматирующих образований разрушается, нарушаются коллоидные связи между глинистыми частицами кольматирующих образований. Все это вместе взятое приводит к резкому улучшению прокачиваемости закачиваемых хим. реагентов. Увеличивается площадь контактирования при реагировании хим. реагентов с кольматантом, породой пласта и АСПО. Скважину оставляют на реагирование. В процессе реагирования совершают возвратно-поступательные движения раствора хим. реагентов в объеме закаченной в пласт порций. Возвратно-поступательные движения ускоряют разглинизацию и разрушения АСПО в прискважинной зоне пласта. Раствор, двигаясь в закольматированной зоне пласта, вступает в активное взаимодействие с кольматирующими образованиями (как глинистыми, так и АСПО, и связанной водой и пр.). При этом происходит активное растворение как железистой, так и силикатной, карбонатной и др. составляющих. Время окончания обработки на данном цикле определяют по времени стабилизации выхода закаченного в пласт объема раствора или задавливания в пласт этого же объема. По окончании реагирования производят освоение скважин для удаления продуктов реакции и разрушения кольматирующих образований (в том числе и коллоидных).

После окончания первого цикла в пласт закачивают раствор другого химического реагента, имеющего pH, противоположное значению pH обрабатываемой среды, т.е. в данном случае значению pH раствора, закаченного в пласт перед этим. Так как при первом цикле обработки раствор имел щелочные свойства, то при втором цикле раствор должен быть кислым. Смена pH обрабатываемой среды приводит к повторной переориентации молекул кольматанта. Это вызывает дополнительное разрушение коллоидных и др. образований, находящихся в призабойной зоне пласта. Происходит интенсивное разрушение структурных связей, в том числе и коагуляционных контактов между глинистыми частицами. Одновременно растворяются алюмосиликаты, слагающие решетки глинистых образований (в том числе находящихся в составе терригенных отложений). Все вместе взятое способствует дальнейшему растворению глинистых образований и перовых цементирующих составляющих. Разрушенные материалы переходят в тонкодисперсную фазу, частицы которой после структурной перестройки и разрушения коагуляционных контактов не теряют способность к агрегации, не слипаются и легко удаляются как при возвратно -поступательных движениях раствора хим. реагентов в скважине, так и при освоении. В результате увеличивается проницаемость околоскважинной зоны продуктивного пласта.

После окончания реагирования закаченного раствора скважину вновь осваивают. При этом контролируют время восстановления уровня жидкости или водородный показатель (как и при первом цикле). Это указывает на исчерпывание возможности дальнейшей обработки данными хим. реагентами или полную очистку призабойной зоны пласта.

Таким образом, эффективность предлагаемой технологии объясняется окислительно-восстановительными, ионообменными и растворяющими процессами, происходящими в продуктивном пласте после закачки предлагаемых растворов.

Если не достигнута нужная эффективность, проводят следующий цикл обработки. И так до полной очистки продуктивного пласта или исчерпывания возможности данного способа.

Обрабатываемые растворы содержат поверхностно-активные вещества в количестве не менее 0,5% мас. Их применение улучшает диспергацию химических реагентов в растворе. А так как при этом снижаются силы поверхностного натяжения на границе сред, то это способствует улучшению проницаемости продуктивного пласта и прокачиваемости закачиваемого раствора. Так как в щелочной среде более активны ионные ПАВ, то их и выбирают для обработки. Аналогично по катионоактивным ПАВ, которые более активны в кислых средах. Применение ПАВ снижает силы адгезии частиц (в том числе глинистых, асфальто-смолистых и др.). В результате лучше разрушаются корочки из таких частиц, имеющиеся на стенках скважины. 0,5 мас. является нижним процентом. При меньшей величине снижается эффект. При большей величине увеличивается расход ПАВ, но заметного увеличения эффективности нет.

Механизм растворения кольматирующих образований по данному способу происходит следующим образом (на примере разрушения глинистых образований).

Как известно, глинистые образования содержат окислы металлов и металлоидов: Al₂O₃, Fe₂O₃, CaO, MgO и др. связанные между собой с помощью групп SiO₂.

Рассмотрим процесс разрушения глинистых образований при обработке растворами разных химических реагентов.

1. Воздействие растворами гидроокиси натрия.

При растворении NaOH происходит гидролиз щелочи и воды: Щелочные свойства этого раствора всецело определяются группой OH^-. Далее происходит реакция с группой SiO₂: 2NaOH+Si)₂ Na₂SiO₃ + H₂O Силикат натрия хорошо растворим в воде, является активным эмульгатором и не смешивается в углеводородной среде. Оксиды металлов (Al₂)₃, Fe₂O₃ и др.), оказавшиеся после этого вне молекулярной связи с другими элементами глинистой частицы, фактически представляют мелкодисперсные частицы и без затруднения переходят в раствор. В результате облегчается процесс очистки пор пласта.

Для бисульфата натрия водного.

При его растворении в воде происходит гидролиз соли и воды следующим образом: Кислотные свойства раствора определяются всецело ионами водорода. Далее происходит растворение железистых соединений по следующим уравнениям: Следовательно, растворение железистых кольматирующих образований всецело обеспечивается кислотной функцией раствора.

Для бикарбоната натрия водного.

2Na⁺+2OH^-+SiO₂=NaSiO₃+H₂O Щелочные свойства раствора здесь определяются группой OH^-.

При растворении персульфата аммония.

При растворении персульфата аммония в воде происходит гидролиз соли и воды следующим образом: Далее происходит растворение железистых кольматирующих образований за счет кислотных функций раствора по уравнению (7), (8 ) и (9).

В качестве химических реагентов для получения растворов со щелочной реакцией рекомендуется применять следующие вещества: гидроокись натрия (NaOH), калия (KOH), кальция (KaOH₂), алюминия (AlOH₃), бикарбонат натрия (NaHCO₃), калия (KHCO₃), углекислый натрия (Na₂CO₃), гидроксидаммония (NH₄OH), бикарбонат калия (KHCO₃), перкарбонат натрия (Na₂CO₃1,5H₂O₂H₂O). Для получения растворов с кислой реакцией рекомендуются следующие химические реагенты: бисульфат натрия (NAHCO), тиосульфат натрия (Na₂S₂O₃), персульфат аммония (NH_4/2S₂O₈), гидразин солянокислый (N₂H₄2HCl), гидролиз сернокислый (N₂H₄H₂SO₄), перекись водорода (H₂O₂), сульфаминовая кислота (H₂SO₂OH), все кислоты и их соли.

Образующиеся при распаде солей или гидроокисей ионы проникают в структуру глинистых образований и ослабляют их структурные связи. При распаде перекиси водорода образуются ионы водорода, которые разрушают структуру глинистых образований и способствуют тем самым лучшему диспергированию частиц.

Были проведены лабораторные и промысловые исследования, которые показали высокую эффективность предложенных технологий для обработки призабойных зон продуктивных пластов (см. табл. N 1).

Промысловые эксперименты проводились в Долинском нефтепромысловом районе (Ивано-Франковская область). Здесь нефтегазонасыщенными являются эоценовые отложения с чередующимися мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Пористость песчаников обычно составляет 10-15% иногда 25% при проницаемости не более 0,13 мкм². Глубина залегания продуктивных пластов 1900-3000 м. Объем раствора химических реагентов составлял 1,5-2 м³ на 10 м вскрытой толщи продуктивного пласта. Концентрация химических реагентов составляла 8-18% Оптимальной оказалась концентрация 10 -12% После задавливания раствора химических реагентов скважина оставлялась для реагирования на 8-14 ч. Среда в скважине, как правило, была кислой. Поэтому при первом цикле обработки закачивали щелочной раствор (NaHCO₃ и др.). После окончания реагирования скважина осваивалась с помощью пенных систем. Второй цикл обработки производился растворами с кислой реакцией. В основном, это бисульфат натрия или кислоты. Концентрация 10-14% Объем закачки при втором цикле увеличивался на 10-15% Это вызвано тем, что после первого цикла объем пористой части продуктивного пласта увеличивался за счет удаления продуктов кольматации и разрушения породы пласта при освоении. Увеличение объема закачки обеспечивало полное заполнение всей обработанной части пласта при первом цикле обработки.

В обоих случаях обработки были прекращены после второго цикла, так как добились полной очистки продуктивного пласта и убедились в исчерпывании возможностей данного способа обработки.

Перед проведением промысловой проверки были проведены лабораторные исследования описанного выше способа. Для этого были отобраны керны песчаников, взятых из скважин. В поровом цементе кернов содержатся глинистые и карбонатные составляющие. Проницаемость 10 образцов до обработки составляла от 2,410^-3мкм². После обработки кернов по названной технологии проницаемость увеличилась в 2,4-3,9 раза, в среднем в 3,15 раза.

Обработка нагнетательных скважин имеет некоторые особенности. Это вызвано следующим.

В перфорационных отверстиях и фильтрационных каналах нагнетательных скважин образуется пленка, состоящая из органических и илистых образований (из-за недостаточной очистки закачиваемой воды). Нарушение химического равновесия в пластовой системе, обусловленное гидродинамическим возмущением околоскважинной зоны, часто приводит к образованию твердой фазы из соединений железа, магния и кальция. Это уже не рыхлые образования, как при первом этапе. А это уже твердый химический кольматант, который не так просто разрушить. Первый этап характеризуется постоянным расходом воды. В процессе закачки растет только давление. На втором этапе существенно снижается расход воды при определенном давлении.

Поэтому при обработке нагнетательных скважин нужно учитывать эти моменты, чтобы добиться успехов. На первом этапе, когда в зоне рабочего пласта только рыхлые отложения, следует применять реагенты, растворяющие эти соединения. Это реагенты со щелочной реакцией среды, в основном, содержащие калий или натрий. На втором этапе нужно применять реагенты, растворяющие в первую очередь железо, алюминий, кальций и пр. А только после этого реагенты, растворяющие глинистые образования.

Данная технология рассмотрена на расширенном заседании технического Совета НГДУ "Долинанефтегаз" и ученых Ивано- Франковского института нефти и газа 24.11.95, которым принято решение рекомендовать данные технологии для обработки нефтяных и газовых скважин, а также нагнетательных и скважин, осваемых после окончания их бурения.

Формула изобретения

1. Способ обработки продуктивного пласта, включающий закачку в пласт растворов химических реагентов с изменением pH среды, отличающийся тем, что перед обработкой скважины замеряют pH обрабатываемой среды, а после этого производят циклическую обработку продуктивного пласта, при этом при каждом цикле обработки в обрабатываемый горизонт закачивают раствор химических реагентов, имеющий pH, противоположный pH обрабатываемой среды до закачивания этого химического реагента, по окончании реагирования закаченного в пласт раствора скважину осваивают до полного выноса продуктов реакции и разрушения кольматантов породы пласта.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что применяемые для обработки растворы химических реагентов содержат ионогенные поверхностно-активные вещества в количестве не менее 0,5 мас. при этом растворы с щелочной реакцией среды содержат анионоактивные ПАВ, а растворы с кислой реакцией среды содержат катионоактивные ПАВ.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при каждом последующем цикле обработки объем закачиваемого в продуктивный пласт раствора увеличивают на 10 15%

РИСУНКИ

Рисунок 1