способ обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта, включающий закачку в пласт раствора неорганической соли и перекисного соединения и выдержку на реагирование, отличающийся тем, что после выдержки на реагирование перекисного соединения, производят очистку скважины от продуктов реакции, затем в пласт закачивают кислотную систему, продавливают ее в пласт нефтью, проводят технологическую выдержку скважины, после чего ее вводят в эксплуатацию, при этом в качестве раствора неорганических солей используют соли двух- или трехвалентных металлов.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве кислотной системы закачивают раствор, содержащий ортофосфорную и фтористоводородную кислоты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи низкопродуктивных пластов, сложенных терригенными и глинистыми коллекторами, и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пластов добывающих скважин и скважин, вышедших из бурения.

Известны способы обработки призабойной зоны скважин различными перекисными соединениями /1/.

Недостатком описанных способов является невысокая эффективность ввиду отсутствия технологических приемов, способствующих очистке призабойной зоны от продуктов реакции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разглинизации скважин, включающий закачку неорганических солей, перекиси водорода и соляной кислоты /2/.

Недостаток данного способа заключается в том, что применение растворов неорганических солей, перекиси водорода и соляной кислоты, поддерживающей pH раствора, способствует, в какой-то мере, диспергации глин в приствольной зоне скважины, но не улучшает проницаемости продуктивного пласта.

Задача изобретения - повышение производительности добывающих скважин за счет разрушения кольматирующих глинистых структур, их удаления из призабойной зоны пласта, восстановление и повышение фильтрационной способности пласта за счет воздействия кислотной системой на низкопроницаемые терригенные и глинистые коллекторы.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта, включающем закачку в пласт раствора неорганической соли и перекисного соединения и выдержку на реагирование, после выдержки на реагирование перекисного соединения, производят очистку скважины от продуктов реакции, затем в пласт закачивают кислотную систему, продавливают ее в пласт нефтью, проводят технологическую выдержку скважины, после этого ее вводят в эксплуатацию, при этом в качестве раствора неорганических солей используют соли двух- или трехвалентных металлов.

В качестве кислотной системы закачивают раствор, содержащий ортофосфорную и фтористоводородную кислоты.

Химически чистая ортофосфорная кислота представляет собой твердое кристаллическое вещество. В промышленности для технических нужд ее выпускают в виде сиропообразного концентрированного водного раствора (75-95%). Это не летучая, не имеющая запаха жидкость, не токсична и поэтому работа на скважинах с ней безопаснее, чем с другими кислотами.

Фосфорная кислота является кислотой средней силы, трехосновная, имеет ступенчатую диссоциацию в три стадии:

H₃PO₄ ---> H⁺ + H₂PO₄^- ---> H + HPO₄^-2 ---> H⁺ + PO₄^-3.

В результате ступенчатой диссоциации фосфорная кислота медленно реагирует с горной породой, что дает ей возможность, оставаясь реакционноспособной, достигать периферийной части призабойной зоны пласта.

Для увеличения естественной проницаемости прочно-сцементированных низкопродуктивных коллекторов используется кислотная система, содержащая фосфорную и фтористоводородную кислоты.

Для ускорения деструкции полимера в раствор перекисного соединения, например перекись водорода, вводят соли двух- или трехвалентных металлов, например соли меди, кобальта, алюминия.

Суть предлагаемого способа заключается в технологии, предусматривающей разглинизацию ствола скважины и прискважинной зоны продуктивного пласта раствором неорганической соли и перекисного соединения, очистку скважины от продуктов реакции и диспергированной глины путем свабирования или дренирования скважины и последующей закачки специальной кислотной системы, эффективно растворяющей глинистые минералы, продавку ее нефтью и пуск скважины в эксплуатацию сразу после протекания реакции (5-8 ч).

Закачка раствора неорганической соли и перекисного соединения преследует две цели: диспергацию и частичное растворение глины перекисным соединением и очистку коллектора от полимеров, внесенных с буровым раствором в процессе бурения или при изоляционных работах. Присутствие в растворе катионов двух- или трехвалентных металлов способствует более быстрому разрушению полимеров класса ПАА и КМЦ. Последующее удаление продуктов реакции и диспергированной глины из скважины путем свабирования или дренирования очистит коллектор прискважинной зоны, а последующая закачка кислотной системы эффективно воздействует на более удаленную часть коллектора.

Преимущество предлагаемой кислотной системы состоит в том, что она медленно реагирует с кальцитом и хорошо растворяет глины. Ее использование позволит сохранить коллектор, сложенный песчаником, не поврежденным и обеспечить очистку пласта от глин, ила и остатков бурового раствора.

В лаборатории исследовали влияние перекисных растворов на процесс деструкции полимеров. Процесс и степень деструкции определяли по изменению вязкости полимерного раствора. Измерения производили на вискозиметрической системе RM-180, обеспечивающей высокую точность измерения. Опыты проводились следующим образом: в готовый раствор полимера добавляли раствор перекисного соединения в соотношении 2:1 и замеряли вязкость, затем выдерживали в термостате в течение суток при 70^oC и снова замеряли вязкость. По результатам исследований, приведенных в таблице 1, можно сделать вывод, что перекисное соединение за сутки не полностью разрушает полимер, а растворы перекисного соединения, содержащие катионы двух- или трехвалентных металлов, за сутки полностью разрушают.

Для изучения растворимости минералов горной породы растворами фосфорной и фтористоводородной кислот готовили кислотные системы с заданной концентрацией.

Определение растворимости проводили методом весового анализа: 1 г измельченного минерала взвешивали на аналитических весах с точностью до четвертого знака, помещали в коническую колбу емкостью 50 мл, заливали 25 мл исследуемого раствора и термостатировали при 60^oC в течение 3 ч. Нерастворенную часть образца переносили на фильтр и промывали до нейтральной реакции фильтрата, высушивали при 105^oC и взвешивали. По убыли веса определяли количество растворенной породы в процентах по отношению к массе исходного образца.

Для сравнения по такой же методике определяли растворимость минералов в 10-12%-ном растворе соляной кислоты и в растворе соляной и фтористоводородной кислот (12% HCl + 2% HF). Результаты определений приведены в таблице 2, из которой видно, что кислотные растворы, содержащие ортофосфорную кислоту меньше растворяют песчаник и хорошо растворяют глину и имеют низкую коррозионную активность.

Пример осуществления технологического процесса по предложенному способу.

Технология воздействия на ПЗП состоит из следующих операций: закачка раствора перекисного соединения с неорганическими солями; выдержка на реагирование, очистка ПЗП от продуктов реакции и закачка кислотной системы.

Добывающая скважина N61034 Самотлорского месторождения, продуктивный пласт БВ₈₍₃₎, интервал перфорации 2173-2180 м; проницаемость 441-1400 мД; пористость 25-60%; после ввода скважины в эксплуатацию дебит по жидкости составлял 150 - 250 т/сут; обводненность 0 - 2%. В настоящее время дебит по жидкости составляет 18,7 т/сут; обводненность - 70%.

I этап. Закачка раствора перекисного соединения с неорганическими солями производится из расчета 1,5 - 2,0 м³ на 1 м продуктивного пласта. Эффективная вскрытая мощность пласта составляет 5 м, значит объем раствора перекисного соединения составит 7,5-10 м³.

Рабочий раствор готовится простым растворением перекисного соединения водой. Готовый раствор при помощи цементировочного агрегата по нагнетательной линии закачивается в скважину. После закачки раствора скважину выдерживают для реагирования в течение 5 - 8 ч, после чего необходимо провести дренирование или свабирование пласта и вымыть на поверхность весь объем прореагировавшего раствора и продуктов реакции.

II этап. Закачка кислотной системы. Объем закачки раствора определяется, исходя из расчета 1,5 м³ кислотного раствора на 1 м эффективной перфорационной мощности пласта. Вскрытая мощность пласта составляет 5 м. Объем кислотной системы составит 7,5 м³.

Технологический процесс приготовления и закачки кислотного раствора: в мерную емкость кислотного агрегата набирается 6,6 м³ воды. Далее набирается 0,5 м³ о-фосфорной и 0,4 м³ фтористоводородной кислоты. Перемешивается круговой циркуляцией при помощи насоса агрегата в течение 2-3 циклов и по нагнетательной линии закачивается в скважину.

Кислотный раствор продавливается в пласт углеводородом (нефть или жидкие продукты переработки нефти). Скважину оставляют на реагирование в течение 5-8 ч.

После проведения мероприятий по предлагаемому способу обработки ПЗП глиносодержащих коллекторов, дебит по жидкости увеличился с 18 до 167 т/сут, обводненность не снизилась.

Источники информации

1. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. В.Н. Глушко, О.В. Поздеев, М., ВНИИУ и ЭНП, 1998 г., стр. 28-40.

2. Авторское свидетельство СССР N 1480413, E 21 В 43/25, 1994 г., прототип.