Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями

Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области освоения скважин и интенсификации притока углеводородов.

При вскрытии пластов с аномально высокими пластовыми давлениями АВПД применяются, как правило, полимерные или полимерглинистые буровые растворы, утяжеленные баритом BaSO₄.

Скважины, вскрывшие пласты на таких растворах, трудно осваиваются и имеют в последствии пониженную производительность за счет того, что проникшие в пласт фильтрат бурового раствора и сам раствор, утяжеленный баритом, кольматируют прискважинную зону пласта ПЗП, снижают фильтрационно-емкостные свойства ФЕС пород-коллекторов в ПЗП.

Воздействие на утяжеленный баритом полимерглинистый буровой раствор композициями различных химических соединений при высокой температуре (свыше 100°С) приводит к беспорядочному движению атомов и молекул в системе и, следовательно, к увеличению энтропии, являющейся одной из основных термодинамических функций системы, к снижению устойчивости системы и, как следствие, удалению бурового раствора и его фильтрата этими композициями из ПЗП, очищению прискважинной зоны и увеличению проницаемости этой зоны.

Известны способы интенсификации притоков нефти и газа кислотной обработкой ПЗП, основанные на закачке в пласт соляно-кислотных и глинокислотных растворов определенной концентрации [Шалимов В.П., Путилов М.Ф., Уголев B.C., Южанинов П.М. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974]; [Минеев В.П., Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. - М.: Недра, 1981. - с.183-207]; [Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1978]; [Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. - М.: Недра, 1975. - с.204-224].

Недостатком данных способов является то, что кислоты не способны растворить барит, входящий в состав утяжеленного полимерного или полимерглинистого бурового раствора.

Известен способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)₂·2Н₂О с добавкой неиногенного поверхностно-активного вещества НПАВ типа «дисолван» [Патент РФ №2209957. - М.: ФИПС, 2003].

Недостатком этого способа является то, что он малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, и, в частности, сильный окислитель - гипохлорит кальция не способен растворить барит и действует только на полимерную составляющую.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ интенсификации притоков углеводородов из скважин с АВПД, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из смеси каустической соды NaOH и глинокислоты [Ланчаков Г.А. Разработка и опыт применения комплексных щелочно-кислотных обработок призабойных зон эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока. // Обз. информация. - Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1995. - с.11-13; с.39-40].

Недостатком этого способа является то, что он также малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых утяжеленных баритом буровых растворах, когда их фильтрат или сам раствор с баритом, проникая в ПЗП, ухудшает фильтрационную характеристику коллектора, и рабочий агент действует, в основном, на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора.

Задача изобретения состоит в очищении и увеличении проницаемости ПЗП, повышении эффективности работ по воздействию на ПЗП, сокращении времени освоения скважин, интенсификации притоков углеводородов и увеличении производительности скважин, вскрывших пласты с АВПД.

Технический результат при создании изобретения заключается в повышении эффективности химического воздействия на прискважинную зону пластов, вскрытых на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в известном способе интенсификации притока углеводородов из скважин с АВПД, включающем в себя закачку в скважину и продавку в пласт раствора соды и глинокислотного раствора, в отличие от прототипа, в качестве раствора соды используют 6,0%-ный водный раствор кальцинированной соды Na₂CO₃, при этом обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na₂CO₃ 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na₂CO₃, но не менее 0,5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)₂·2Н₂О в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты (10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF) с аскорбиновой кислотой (0,2 об.% C₆H₈O₆) в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)₂·2H₂O, но не менее 0,5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.

Для решения поставленной задачи был выполнен комплекс лабораторных исследований. Для перевода нерастворимого в кислотах барита BaSO₄ в растворимый в соляной кислоте HCl карбонат бария ВаСО₃ воздействовали раствором кальцинированной соды Na₂CO₃ при высоких температурах - свыше 100°С.

Реакция протекает по следующей схеме:

BaSO₄+Na₂CO₃=ВаСО₃+Na₂SO₄;

Наилучшие результаты лабораторных исследований по увеличению проницаемости были получены при обработке кернов 6,0%-ным раствором Na₂СО₃ и 8,0%-ным раствором HCl.

Результаты лабораторных исследований по обработке кернов, насыщенных полимерглинистым раствором и его фильтратом, полимерразрушающим реагентом на основе гипохлорита кальция Са(ClO)₂·2Н₂О, показали, что концентрация гипохлорита кальция, равная 10,0%, наиболее оптимальна, а выдержка реагента в керне может составлять 1,0-18,0 ч. [Патент РФ №2209957].

Были выполнены исследования по закачке в искусственные керны высокой проницаемости полимерглинистого раствора, утяжеленного баритом (ρ=1685 кг/м³), и определению степени восстановления проницаемости после обработки керна 6,0%-ным раствором Na₂СО₃, 8,0%-ным раствором HCl, 10,0%-ным водным раствором Са(ClO)₂·2Н₂О и раствором смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% С₆Н₈О₆.

Аскорбиновая кислота является стабилизатором раствора глинокислоты и способствует предупреждению выпадения из раствора окисных соединений железа в осадок в виде гидратов окиси железа, т.е. в присутствии аскорбиновой кислоты соединения железа полностью находятся в растворенном состоянии и не выпадают из глинокислотного раствора в течение длительного времени.

Искусственный керн готовился следующим образом. Отбиралась проба песчаного материала фракции 0,4-1,2 мм и помещалась в цилиндрический контейнер, сжималась давлением 12,0 МПа. Цилиндрический контейнер взвешивался и определялась масса сухой породы.

Затем контейнер с керном насыщался под вакуумом керосином. Перед зарядкой контейнера в кернодержатель контейнер взвешивался и определялась масса породы, насыщенной керосином.

Контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105°С, прокачивался керосин и определялась проницаемость искусственного образца керна по керосину (K₁). Проницаемость составила 372,1·10^-3 мкм².

Затем керн вынимался из металлического контейнера и песок перемешивался с буровым полимерглинистым раствором, утяжеленным баритом в объеме, равном поровому объему образца керна. Песок, перемешанный с буровым раствором, в объеме, соответствующем первоначальному, помещался снова в металлический контейнер, сжимался эффективным давлением 12,0 МПа и насыщался под вакуумом керосином. Затем контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался эффективным давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105°С и определялась проницаемость искусственного образца керна, насыщенного буровым раствором, по керосину (К₂). Проницаемость составила 5,0·10^-3 мкм².

Затем проводилась обработка искусственного образца керна путем прокачки через него 6,0%-ного водного раствора кальцинированной соды Na₂СО₃ при температуре 105°С, чтобы перевести барит BaSO₄, не растворимый в кислотах, в карбонат бария ВаСО₃, растворимый в соляной кислоте HCl и других кислотах. Прокачивалось два поровых объема образца керна. Образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч.

После прокачки двух объемов образца керна раствора кальцинированной соды Na₂Co₃ проводилась прокачка через керн 8,0%-ного водного раствора соляной кислоты HCl. Прокачивалось два поровых объема образца керна и образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч при температуре 105°С и замерялась проницаемость по керосину (К₃). Проницаемость составила 20,0·10^-3 мкм².

Далее для разрушения полимерной составляющей в образец нагнетался 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)₂·2Н₂О в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.

После выдержки раствора в керне в течение 10,0 ч при температуре 105°С определялась проницаемость искусственного образца по керосину (K₄) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 30,0·10^-3 мкм².

Для дальнейшего разрушения и последующего удаления из образца керна полимерглинистой составляющей бурового раствора в образец нагнетался раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C₆H₈O₆ в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.

После выдержки раствора смеси кислот в керне в течение 1,0 ч при температуре 105°С определялась проницаемость искусственного образца по керосину (K₅) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 329,2·10^-3 мкм².

Эффективность обработки оценивалась по степени восстановления проницаемости η относительно первоначальной:

Были выполнены лабораторные исследования по восстановлению ФЕС пород-коллекторов и на естественных кернах, приготовленных к экспериментам по общепринятой и известной методике.

Результаты опытов представлены в таблице.

ТаблицаРезультаты восстановления проницаемости кернов после обработки
№№ образца	Состав композиции	Исходная проницаемость образца по керосину, мкм2·10-3	Проницаемость образца после обработки, мкм2·10-3	Коэффициент восстановления проницаемости керна, доли
21-04 (искусств. керн)	6,0%-ная Na2CO3;8,0%-ная HCl;10,0%-ный растворСа(ClO)2·2Н2O;10,0%-ная HCl++5,0 об.% HF++0,2 об.% С6Н8О6.	377,1	329,2	0,873
01-05 (искусств. керн)	420,0	418,0	0,995
02-05 (искусств. керн)	324,0	336,0	1,037
03-05 (естеств. керн)	56,6	36,1	0,638
04-05 (естеств. керн)	46,9	53,0	1,130

Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий последовательную закачку в скважину и продавку в пласт раствора соды и глинокислотного раствора, отличающийся тем, что в качестве раствора соды используют 6,0%-ный водный раствор кальцинированной соды Na₂CO₃, при этом обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na₂СО₃ 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na₂CO₃, но не менее 0,5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)₂·2Н₂O в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C₆H₈O₆ в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)₂·2Н₂O, но не менее 0,5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.