Способ термохимической очистки призабойной зоны скважины

Способ термохимической очистки призабойной зоны скважины

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин путем увеличения проницаемости пласта за счет удаления высокомолекулярных и парафиногидратных отложений нефти. Сущность данного изобретения в следующем: в скважине в интервале верхних перфорационных отверстий устанавливают башмак НКТ. Причем башмак НКТ выполнен в виде заглушки из силуминового сплава. Внутреннее пространство НКТ заполнено гранулированным магнием. Далее по межтрубному пространству в прискважинную зону продуктивного пласта закачивают углеводородный растворитель совместно с эмульгатором в объеме не менее объема пор обрабатываемой зоны кольматации. Выдерживают его в пласте на реакцию. После чего по межтрубному пространству в скважину закачивают расчетный объем соляной кислоты 15%-ной концентрации. И после окончания экзотермической реакции соляной кислоты с гранулированным магнием на забое при открытом затрубном пространстве в скважину закачивают бисульфата натрия водного NaHSO₄H₂O концентрацией 11% и раствор карбоната натрия концентрацией 5%, разделенные в НКТ буфером, после чего трубное пространство открывают. В результате экзотермической реакции между магнием и соляной кислотой температура в стволе скважины увеличивается на 100°С, что обеспечивает прогрев закольматированной АСПО прискважинной зоны. В результате образования существенных объемов газа в стволе скважины и последующего их сброса по затрубному и трубному пространству создается депрессия на пласт, что обеспечивает удаление из прискважинной зоны растворенных органических соединений, интенсивный выброс из скважины растворенных кольматирующих образований, отработанных растворов и приток флюида. Технический результат: повышение дебита скважины. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин путем увеличения проницаемости пласта за счет удаления высокомолекулярных и парафиногидратных отложений нефти.

При изменении термобарических условий и разгазировании нефти ее высокомолекулярные компоненты - асфальтено-смоло-парафиновые углеводороды - осаждаются в прискважинной зоне пласта, на стенках добывающих скважин, на штангах, выкидных линиях и нефтепромысловом оборудовании, что резко снижает дебит скважины.

Известны способы термохимической обработки скважины с использованием магния и соляной кислоты /SU 1657628, 1657631 опубл. 1996 г./.

Наиболее близким техническим решением к предложенному является способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, включающий поставку магния в призабойную зону в виде заглушки насосно-компресорной трубы (НКТ), затем в нее спускают разреженную НКТ с закрепленным на ней пакером. После чего в нее закачивают соляную кислоту и выдерживают на реакцию /см. RU 95101814 A1 опубл. 27.04.1997/.

При обработке скважины по прототипу температура в прискважинной зоне существенным образом повышается благодаря экзотермической реакции между соляной кислотой и магнием, что обеспечивает эффективное растворение парафинов, асфальтенов и смол. Далее в течение короткого времени происходит существенное падение температуры в прискважинной зоне по экспоненте до пластовых значений и происходит вторичное выпадение органических соединений, кольматирующих прискважинную зону.

Цель данного изобретения заключается в повышении эффективности термохимического способа за счет сокращения времени реакции за счет использования катализатора - силуминового сплава и очистки скважины путем принудительного выноса отработанных реагентов с продуктами реакции на поверхность.

Сущность данного изобретения в следующем. В скважине в интервале верхних перфорационных отверстий устанавливают башмак НКТ. Причем башмак НКТ выполнен в виде заглушки из силуминового сплава. Внутреннее пространство НКТ заполнено гранулированным магнием. Причем масса силуминового сплава относится к массе гранулированного магния как 1:(50 - 100). Количество магния определяется стехиометрическим соотношением экзотермической реакции соляной кислоты 15%-ной концентрации с гранулированным магнием при условии нейтрализации соляной кислоты и повышения температуры в скважине на 100^oC. Далее по межтрубному пространству в прискважинную зону продуктивного пласта закачивают углеводородный растворитель совместно с эмульгатором в объеме не менее объема пор обрабатываемой зоны кольматации. Выдерживают его в пласте на реакцию в течение 2-4 часов. Углеводородный растворитель должен иметь температуру кипения не ниже 150^oC.

После чего по межтрубному пространству в скважину закачивают расчетный объем соляной кислоты 15%-ной концентрации. И после окончания экзотермической реакции соляной кислоты с гранулированным магнием на забое при открытом затрубном пространстве в скважину закачивают 1 - 2 ³ бисульфата натрия водного NaHSO₄H₂O концентрацией 11-13% и 1 - 2 м³ раствора карбоната натрия концентрацией 5-8%, разделенные в НКТ буфером (пластовой водой), после чего трубное пространство открывают.

В результате экзотермической реакции между магнием и соляной кислотой температура в стволе скважины увеличивается на 100^oC, что обеспечивает прогрев закольматированной АСПО прискважинной зоны. Повышение температуры в прискважинной зоне интенсифицирует процесс растворения углеводородным растворителем огранических соединений. А эмульгатор способствует поддержанию АСПО во взвешенном состоянии и предупреждает повторное прилипание АСПО к оборудованию и стенкам скважины.

При этом в данном способе используются хорошо известные ингредиенты: 15% соляная кислота, гранулированный магний, бисульфат натрия водного, водный раствор карбоната натрия концентрацией 5-8%, углеводородный растворитель выбирается в зависимости от температуры в призабойной зоне пласта при реакции, т. е. с температурой кипения не ниже 150^oC и эмульгатор для поддержания во взвешенном состоянии агломератов АСПО. Эмульгатор подбирают в зависимости от состава нефти.

Однако в совокупности изобретение позволяет быстро и эффективно удалять отложения асфальтено-парафинов и парафиногидраты нефти и за счет этого значительно повысить дебит скважины.

Раскрытие изобретения В скважине устанавливают башмак НКТ в интервале верхних перфорационных отверстий, причем башмак НКТ выполнен в виде заглушки из силуминового сплава, т.е. сплава на основе алюминия с добавками Si, Cu, Mg, Zn и др.

Была изучена активность силуминового сплава как гетерогеннного катализатора реакции нейтрализации соляной кислоты с магнием. Установлено, что силуминовый сплав активизирует экзотермическую реакцию между магнием и соляной кислотой при соотношении массы силуминового сплава к массе магния в пределах 1: (50 - 100).

Внутреннее пространство НКТ заполнено гранулированным магнием, количество которого определяется стехиометрическим соотношением экзотермической реакции соляной кислоты 15%-ной концентрации с гранулированным магнием при условии нейтрализации соляной кислоты и повышения температуры в скважине на 100^oC.

Расчет необходимого количества гранулированного магния и объема соляной кислоты производят по известной методике (см. кн. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989, стр. 213-215).

Далее по межтрубному пространству в прискважинную зону продуктивного пласта закачивают углеводородный растворитель с температурой кипения не менее 150^oC совместно с эмульгатором в объеме не менее объема пор обрабатываемой зоны кольматации и выдерживают его в пласте на реакцию примерно в течение 2-4 часов. Углеводородный растворитель должен иметь температуру кипения не ниже 150^oC.

После реакции углеводородного растворителя с органическими соединениями по межтрубному пространству в скважину закачивают расчетный объем соляной кислоты 15%-ной концентрации. Соляная кислота растворяет силуминовую заглушку, компоненты которой являются катализатором для реакции гранулированного магния с соляной кислотой. Гранулированный магний под действием сил гравитации высыпается из НКТ и активно взаимодействует с соляной кислотой.

В результате экзотермической реакции между магнием и соляной кислотой температура в стволе скважины увеличивается на 100^oC, что обеспечивает прогрев закольматированной АСПО прискважинной зоны. Повышение температуры в прискважинной зоне интенсифицирует процесс растворения углеводородным растворителем огранических соединений. А эмульгатор способствует поддержанию АСПО во взвешенном состоянии и предупреждает повторное прилипание АСПО к оборудованию и стенкам скважины.

После окончания экзотермической реакции соляной кислоты с гранулированным магнием при открытом затрубном пространстве в скважину по НКТ закачивают 1-2 м³ бисульфата натрия водного NaHSO₄H₂O концентрацией 11-13% и 1 - 2 м³ раствора карбоната натрия концентрацией 5-8%, разделенные в НКТ буфером (пластовая вода), после чего трубное пространство открывают.

На забое скважины происходит смешение растворов с полярными значениями pH среды и происходит их взаимодействие, основанное на реакции нейтрализации, сопровождающейся образованием растворимых солей и двууглекислого газа В соответствии со стехиометрией реакций по формуле (1) при взаимодействии 106 кг карбоната натрия с 240 кг бисульфата натрия образуется 985,6 м³ газа при атмосферном давлении.

В результате образования существенных объемов газа в стволе скважины и последующего их сброса по затрубному и трубному пространству создается депрессия на пласт, что обеспечивает удаление из прискважинной зоны растворенных органических соединений и интенсивный выброс из скважины растворенных кольматирующих образований, отработанных растворов и приток флюида.

Примеры реализации изобретения Геолого-физические характеристики пластов и флюидов месторождения: мощность нефтенасыщенных песчаников 2,4-8,8 м; коэффициент проницаемости 19-168 mD; пластовая температура 69-72^oC, глубина залегания 1900-2250 м. Для месторождения характерна высокая степень насыщения нефти парафином (7-10%) и селикагелевыми смолами (10-15%). По результатам комплексных гидродинамических и геофизических исследований установлено, что средний объем пор зоны интенсивной кольматации составляет 0,6 м³.

Пример 1 Скважина N 932 диаметром 140 мм пробурена на глубину 1950 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 5,6 м. Дебит скважины по нефти перед обработкой составил 3,5 т/сутки.

В скважине в интервале верхних перфорационных отверстий устанавливают башмак НКТ. Диаметр НКТ 73 мм, башмак НКТ выполнен в виде заглушки из силуминового сплава массой 0,3 кг, внутреннее пространство НКТ заполнено гранулированным магнием массой 15,1 кг.

Далее по межтрубному пространству в прискважинную зону продуктивного пласта закачивают углеводородный растворитель в объеме 3,5 м³ совместно с эмульгатором и выдерживают его на реакцию в течение 3 часов.

После выдержки углеводородного растворителя в пласте по межтрубному пространству в скважину закачивают 2,8 м³ соляной кислоты 15%-ной концентрации. Соляная кислота растворяет заглушку из силуминового сплава, гранулированный магний вступает в активную экзотермическую реакцию с соляной кислотой.

Сразу после окончания экзотермической реакции соляной кислоты с гранулированным магнием при открытом затрубном пространстве в скважину закачивают 1,5 м³ бисульфата натрия водного NaHSO₄H₂O концентрацией 11% и 1,5 м³ раствора карбоната натрия концентрацией 5%, разделенные в НКТ буфером (пластовая вода), после чего трубное пространство открывают.

Дебит скважины по нефти составил 9,8 т/сутки, приращение дебита - 6,3 т/сутки.

В таблице представлены сведения об остальных примерах реализации предлагаемого изобретения.

Использование заявленного способа позволяет значительно повысить дебит скважины за счет качества очистки призабойной зоны и подземного оборудования скважины.

Формула изобретения

Способ термохимической очистки призабойной зоны скважины включающий спуск НКТ с магнием, последующую закачку соляной кислоты и выдержку во времени реагентов на реакцию, отличающийся тем, что на НКТ устанавливают заглушку из силуминового сплава, внутреннее пространство НКТ заполняют гранулированным магнием, затем по межтрубному пространству в прискважинную зону продуктивного пласта закачивают углеводородный растворитель совместно с эмульгатором и оставляют на реакцию с АСПО, после чего по межтрубному пространству в скважину закачивают соляную кислоту 15%-ной концентрации и после окончания экзотермической реакции соляной кислоты с гранулированным магнием при открытом затрубном пространстве, в скважину закачивают бисульфат натрия водного NaHSO₄H₂O концентрацией 11% и раствор карбоната натрия концентрацией 5%, разделенные в НКТ буфером, после чего трубное пространство открывают, в результате чего происходит выброс из скважины растворенных кольматирующих образований, отработанных растворов и приток флюида.

РИСУНКИ

Рисунок 1