Способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины

Способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины

Реферат

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. Способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины включает извлечение из скважины глубинно-насосного оборудования, спуск в скважину до забоя насосно-компрессорных труб. Скважину заполняют растворителем асфальтосмолопарфиновых отложений. Продавливают растворитель продавочной жидкостью в призабойную зону пласта. Спускают нагреватель. Прогревают растворитель в интервале перфорации. Извлекают нагреватель и запускают скважину в эксплуатацию. В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют водный раствор 10%-ной концентрации бисульфата натрия, 10%-ной концентрации карбамида натрия и 0,5%-ной концентрации сульфанола в объеме 1 м³ на 1 м эффективной мощности пласта. Прогрев растворителя проводят после его продавки в призабойную зону пласта. Перед продавкой растворителя герметизируют межтрубное пространство. Повышается эффективность обработки призабойной зоны скважины, увеличивается продуктивность скважины. 4 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ комплексной обработки призабойной зоны пласта скважины (ПЗП), включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), промывку и заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90^oС, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию. В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют растворитель, состоящий из 3-6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пирозольной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1(1).

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины, включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, промывку и заполнение эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважиной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90^oС, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагревателя растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м³/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов С₆-C₈ не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе 25-75:25-75, а технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12-24 ч проводят при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа [2].

Общим недостатком известных технических решений является их низкая эффективность при обработке сильно закольматированных призабойных зон скважин, т. к. предлагаемые составы растворителя низко эффективны в карбонатных коллекторах.

В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины, увеличение продуктивности скважины.

Указанная задача решается тем, что в способе комплексного воздействия на призабойную зону скважины, включающем извлечение из скважины глубинно-насосного оборудования, спуск в скважину до забоя насосно-компрессорных труб, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя продавочной жидкостью в призабойную зону пласта, спуск нагревателя, прогрев растворителя в интервале перфорации, извлечение нагревателя и запуск скважины в эксплуатацию, согласно изобретению в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют водный раствор 10% концентрации бисульфата натрия, 10% концентрации карбамида натрия и 0,5% концентрации сульфанола в объеме 1 м³ на 1 метр эффективной мощности пласта, а прогрев растворителя проводят после его продавки в призабойную зону пласта, при этом перед продавкой растворителя герметизируют межтрубное пространство.

Применение составов на основе бисульфата модифицированного карбамидом, позволяет поэтапно воздействовать на призабойную зону пласта. Непосредственно сразу после закачки в пласт бисульфат начинает взаимодействовать с породой с выделением газа, способствуя увеличению проницаемости.

Составы на основе бисульфата имеют низкую кислотность среды; рН находится в интервале 1-3 для бисульфата 10% концентрации.

Воздействие бисульфата на пласт происходит мягко, нет бурного реагирования, выделения газа при реакции растворения идет умеренно. Использование бисульфатных составов в интервале рН-среды 1-3 позволяет избежать выпадение вторичных осадков, которые образуются при рН-среды выше четырех.

Предлагаемые составы растворителя были подвергнуты лабораторным испытаниям.

Эффект нефтевытеснения предлагаемых составов растворителя был оценен с использованием упрощенной методики, разработанной на базе стандартной методики (СТП 0148070-012-91) "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами", СибНИИНП, Тюмень, 1991 г.

В соответствии с упрощенной методикой эксперименты по вытеснению нефти проводятся без создания пластового давления и высоких проницаемостях моделей пласта, что позволяет сократить время эксперимента. Получаемые в таких условиях приросты коэффициентов вытеснения нефти позволяют достаточно эффективно оценить нефтевытесняющие свойства испытываемых составов растворителя.

Оценку нефтевытесняющих свойств составов проводили на модели неоднородного пласта. После замещения нефти водой в модель закачивали состав, термостатировали в течение 24 часов при температуре 90^oС. После этого через модель фильтровали воду, фиксируя дополнительно выделяющуюся нефть, а также замеряли скорость фильтрации жидкости до полной стабилизации процесса, т.е. до прекращения выделения нефти, установлению постоянной скорости фильтрации жидкости.

По результатам лабораторных испытаний составов, приведенных в табл. 1 видно, что с повышением концентрации бисульфата в растворе нефтевытесняющие свойства составов увеличиваются, скорости фильтрации жидкости по высокопроницаемому и низкопроницаемому пропласткам увеличиваются. По результатам лабораторных испытаний видно, что лучшими нефтевытесняющими свойствами обладает состав с 10%-ным содержанием бисульфата натрия, 10%-ным содержанием карбамида натрия, 0,5% сульфанола. Повышение концентрации бисульфата натрия и карбамида натрия более чем на 10% не экономично, так как ведет к незначительному повышению нефтевытесняющих свойств.

Влияние процессов термодеструкции при повышенных температурах воздействия на составы растворителя в течение длительного времени было изучено но следующей методике.

Составы разделили на две группы в зависимости от концентрации бисульфата: первая группа 1-5% бисульфата; вторая - 5 -10% бисульфата.

Содержание бисульфата существенно влияет на рН-среды состава. Составы готовили на воде разной минерализации и термостатировали в течение 24 часов, периодически контролируя рН-среды составов. Было отмечено, что состав способен сохранить свои реакционные свойства в течение 24 часов в интервале температур 80^o-120^oС. Результаты испытаний приведены в табл. 2.

На основании результатов, помещенных в табл. 2, можно заключить, что: а) составы термодеструкции в течение 24 часов не подвергаются. Высокая температура положительно влияет на сохранение реакционной способности составов, что можно отметить но стабильному состоянию рН-среды.

б) минерализация в небольших концентрациях отрицательного воздействия на стабильность составов не оказывает.

Использование бисульфатных составов в интервале pH-среды позволяет избежать выпадения вторичных осадков, которые образуются при рН-среды выше четырех.

Влияние температуры на процесс взаимодействия состава растворителя с призабойной зоной пласта проводилось путем прогревания составов с последующим термостатированием составов при t в пределах 80-100^oС. Было замечено, что такое прогревание ускоряет реакцию взаимодействия состава с породой пласта, растворение глины, АСПО. После термостатирования зоны воздействия в растворе образуются ионы аммония, которые взаимодействуют с кристаллической решеткой глинистых частиц, а ионы водорода, образующиеся при диссоциации кислоты, получающиеся в результате гидролиза бисульфата, окончательно разрушают структуру глины.

Карбамид, относящийся к классу амидов, при нагреве выше 80^oС с раствором кислоты (гидролизной) расщепляется с образованием угольной кислоты и аммиака.

При нагреве в течение длительного времени происходит разложение карбамида (или мочевины) с выделением аммиака (или иона аммония в воде NH₄ ⁺), углекислого газа СО₂ и воды.

Растворимость керна в составах растворителя определяли путем обработки навески кернового материала в течение 24 часов при разных температурах. Брали навески дезинтегрированного керна разных месторождений, приводили в контакт с испытываемым составом и термостатировали в герметичной емкости в течение 24 часов при заданной температуре. После обработки навески кернов высушивали определяли падение массы в процентах. Было установлено, что реакция образования ионов аммония NH₄ ⁺ идет с различной скоростью, в зависимости от температур 80-120^oС. Начало реакции устанавливали с помощью улавливания выделяющихся газов с последующим его замером.

Было отмечено, что при контактировании кернового материала с составом начало реакции образования ионов аммония NH₄ ⁺ было следующим: при 80^oС - через 4 часа при 90^oС - через 3 часа при 100^oС - через 2,5 часа при 110^oС - через 2 часа при 120^oС - через 1,5 часа Для установления окончания реакции дублирующие пробы образцов кернов отделяли от составов, высушивали, определяли падение массы навески. Опытным путем было установлено, что время окончания реакции колеблется от 24 часов до 18 в зависимости от температуры прогревания зоны воздействия составами.

Результаты исследований помещены в табл. 3.

Введение в состав растворителя добавки ПАВ позволяет снизить межфазное натяжение на границе нефть - порода - вода. В качестве амонного ПАВ используют сульфанол. Включение сульфанола в состав дает высокий эффект. Обработка ПЗП составами, содержащими сульфанол позволяет сохранить его поверхностно-активные свойства в течение длительного времени благодаря природе ПАВ. В силу своей природы сульфанол термостоек; он сохраняет свои свойства в диапазоне температур 80-120^oС, в отличие ог неионогенных поверхностно-активных веществ, которые деструктурируют при температуре выше 78^oС. Сульфанол представляет собой ПAB с активным ионом сульфогруппы и способен в пластовых условиях взаимодействовать с солями щелочноземельных металлов, снижая свою активность. Присутствующие в составе ионы аммония имеют слабощелочные свойства и выступают также и в роли "жертвенного" агента, предупреждающего преждевременное реагирование сульфанола с солями жесткости, содержащими ионы Са²⁺. Для испытания устойчивости составов были приготовлены составы на водах различной минерализации. Результаты этих испытаний помещены в табл. 4. Как видно из таблицы приготовленные таким образом составы на модели минерализованной воды устойчивы, стабильны, как и составы на пресной воде, не дают мутных осадков, которые обычно сульфанол дает в жестких водах.

Пример осуществления способа.

Выполняют обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины оборудованной глубинным насосом. Скважину останавливают без глушения. Поднимают из скважины глубиннонасосное оборудование и спускают в скважину до продуктивного пласта насосно-компрессорные трубы с пакером. Устанавливают пакер в межтрубном пространстве над зоной перфорации. Закачивают в скважину предлагаемый состав растворителя АСПО в объеме 1 м³ на 1 метр эффективной мощности пласта. Продавливают растворитель в пласт таким количеством продавочной жидкости, чтобы по окончании продавки в насосно-компрессорных трубах остался 1 м³ предлагаемого растворителя. Спускают в НKT на кабеле в призабойную зону пласта нагреватель. В качестве нагревателя используют нагревательные приборы ПСНЭ, которые отличаются простотой обслуживания и малой энергоемкостью. Прогревают призабойную зону пласта в течение 6-8 часов при температуре 120^oС после чего извлекают нагреватель, снимают пакер и поднимают насосно-компрессорные трубы. Проводят свабирование скважины и запускают ее в работу.

В результате применения способа в скважине 2248 куста 442 Нивагальского месторождения Западной Сибири удалось существенно увеличить продуктивность скважины.

Используемые источники 1. Патент РФ 2146003, кл. E 21 В 43/25, опуб. 27.02.2000 г.

2. Патент РФ 2160359, кл. E 21 В 43/25, опуб. 10.12.2000 г.

Формула изобретения

Способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины, включающий извлечение из скважины глубинно-насосного оборудования, спуск в скважину до забоя насосно-компрессорных труб, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя продавочной жидкостью в призабойную зону пласта, спуск нагревателя, прогрев растворителя в интервале перфорации, извлечение нагревателя и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют водный раствор 10%-ной концентрации бисульфата натрия, 10%-ной концентрации карбамида натрия и 0,5%-ной концентрации сульфанола в объеме 1 м³ на 1 м эффективной мощности пласта, а прогрев растворителя проводят после его продавки в призабойную зону пласта, при этом перед продавкой растворителя герметизируют межтрубное пространство.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 17-2004

Извещение опубликовано: 20.06.2004