способ реагентной разглинизации скважины

Формула изобретения

СПОСОБ РЕАГЕНТНОЙ РАЗГЛИНИЗАЦИИ СКВАЖИНЫ, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), включающий закачку в скважину по НКТ водного раствора кислой соли щелочного металла, выдержку раствора на фильтре и освоение скважины, отличающийся тем, что НКТ предварительно опускают до нижних отверстий фильтра, выдержку водного раствора кислой соли щелочного металла осуществляют в течение 8 - 10 ч, после чего дополнительно устанавливают на 1 - 2 ч кислотную ванну из соляной и плавиковой кислот в концентрациях соответственно соляной 6 - 10 мас.% и плавиковой 2 - 5 мас.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к эксплуатации скважин.

Известен способ разглинизации скважин, включающий закачку в нее соляной кислоты (патент США N 2175081, кл. 252-855, 1939).

Недостатком этого способа является низкая скорость разрушения глинистых частиц.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, включающий закачку в скважину водного раствора кислой соли щелочного металла и выдержку на фильтре не менее 8-10 ч (авт.св. СССР N 1469932, кл. Е 21 В 37/00, 1987).

Недостатком известного способа является его недостаточная эффективность, обусловленная невысокой степенью дисперсности глинистых частиц после взаимодействия с раствором соли. Кроме того, наличие карбонатов в кольматирующих образованиях также затрудняет их разрушение.

Сущность предлагаемого способа заключается в организации двустадийного процесса разрушения глинистых кольматирующих образований и повышении за счет этого фильтрационной проводимости призабойной зоны скважины.

Как известно, скорость химической реакции между твердой фазой и жидкостью определяется главным образом степенью дисперсности частиц (или величиной удельной поверхности). Глинистые образования, отлагающиеся на стенках скважины, содержат как алюмосиликаты, так и карбонаты. При традиционном воздействии соляной кислоты на эти отложения происходит реакция между карбонатами и кислотой. Образующиеся при этом продукты реакции препятствуют дальнейшему взаимодействию кислоты с глинистыми частицами, и эффективность очистки поверхности очень невысока.

При использовании водных растворов солей щелочных металлов происходят ионообменные реакции, в результате которых ионы из раствора переходят в межплоскостное пространство глинистых частичек, увеличивая тем самым межплоскостное расстояние. При определенных условиях частички настолько далеко отходят друг от друга, что происходит их самопроизвольное диспергирование.

Полученная таким образом высокодисперсная смесь эффективно взаимодействует с кислотами, в результате чего глинистые частицы могут быть разложены до молекулярного уровня. При этом соляная кислота растворяет карбонатные компоненты, а плавиковая алюмосиликаты. Перевод глинистых частиц в высокодисперсное состояние обеспечивает объемное протекание реакции между кольматирующими образованиями и смесью кислот.

Для повышения эффективности способа необходимо опустить колонну насосно-компрессорных труб до нижних отверстий фильтра. Благодаря этому при промывке скважины и при установке ванны из соли щелочных металлов и кислоты происходит интенсивная промывка фильтровой части скважины и механическое удаление глинистых компонент. Если нижняя часть НКТ находится выше нижних отверстий фильтра, то нагнетаемые реагенты будут находиться выше низа колонны НКТ, и часть призабойной зоны не подвергнется воздействию.

Время выдержки кислотной ванны определяется из следующих условий. При превышении 2 ч может произойти разрушение металла НКТ и обсадных труб. За время менее одного часа реакция между глинистыми частицами и кислотами происходит неполностью. Концентрация кислот, закачиваемых в скважину, определялась экспериментальным путем. В качестве критерия выбиралась степень восстановления фильтрационной проводимости образца пористой среды.

Методика проведения экспериментов поясняется чертежом. Образец пористой среды 1 помещался в кернодержатель 2 специальной конструкции, имеющий на торце зазор, в котором размещался исследуемый глинистый материл 3. В крышке 4 кернодержателя 2 выполнены отверстия 5, имитирующее перфорационные отверстия, канал 6, моделирующий межтрубное пространство, входной 7 и выходной 8 каналы для прокачки растворов реагентов. Подводящий канал 9 служит для прокачки нефти с целью определения проницаемости незаглинизированного образца 2 после нанесения глинистой корки и после обработки предполагаемыми составами.

Последовательность проведения экспериментов была следующая. Определялась проницаемость образца 2 по нефти (к_н). Затем на торец наносилась глина 3 и вновь определялась проницаемость (к_г) заглинизированного образца. Далее в канале 6 устанавливалась ванна из водного раствора кислой соли щелочного металла, которая выдерживалась 8-10 ч.

После промывки водой на торец образца 2 воздействовали кислотами и их смесями в различных соотношениях с целью установления наиболее эффективных условий восстановления проницаемости пористой среды после обработки (к_кон). Во всех экспериментах восстановить проницаемость образца до первоначальной величины не удавалось. Однако результаты экспериментов, приведенные в таблице, показывают, что наибольший технологический эффект, т.е. наиболее полное восстановление проницаемости, достигается при использовании смеси соляной и плавиковой кислот, причем концентрация соляной кислоты составляет 6-10 мас. а плавиковой 2-5 мас.

Проницаемость определялась при фильтрации нефти слева направо, что более полно моделирует работу добывающей скважины. Для нагнетательных скважин методика проведения экспериментов должна быть несколько изменена.

Результаты проведенных экспериментов сведены в таблице. При этом отношение к_г/к_н составляло примерно 0,01-0,05.

Из приведенных в таблице данных видно, что оптимальная концентрация кислот составляет 6-10 мас. для соляной и 2-5 мас. для плавиковой. При меньших концентрациях степень восстановления проницаемости недостаточная. Увеличение концентрации выше указанных пределов приводит к непроизводительной трате реагентов без достижения положительного результата.

Способ осуществляется следующим образом.

Скважину, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб, соединяют с оборудованием для нагнетания рабочих растворов и спуска-подъема НКТ, колонну НКТ опускают до нижних отверстий фильтра и на забое скважины устанавливают ванну из раствора кислой соли щелочного металла. После выдержки раствора кислой соли щелочного металла на забое скважины на 1-2 ч устанавливается кислотная ванна из соляной и плавиковой кислот, причем концентрация соляной кислоты составляет 6-10 мас. а плавиковой 2-5 мас.

П р и м е р. На устье скважины размещают два цементировочных агрегата ЦА 320, в емкости которых залиты вода и растворы 6%-ной NaHCO₃, 10%-ной HCl, 3% -ной HF. Скважину предварительно глушат, колонну НКТ спускают до нижних отверстий фильтра и соединяют с агрегатами. Первым агрегатом закачивают в НКТ 4 м³ раствора NaHCO₃ и, продавливая его водой, доводят до забоя скважины. Установленную таким образом ванну выдерживают в течение 10 ч. Далее осуществляют промывку водой и закачивают в НКТ 3 м³ смеси 3%-ной HF и 10%-ной HCl. Продавливая водой, доводят смесь кислот до забоя и оставляют на 1,5 ч. После этого вновь промывают скважину водой и осваивают ее традиционным способом. Проведенные промысловые исследования показали, что среднее увеличение дебита скважины по нефти после такой обработки составляет 1,5-2 раза.