способ восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных свойств коллектора

Формула изобретения

Способ восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора, включающий закачивание в цементированную эксплуатационную колонну по колонне НКТ комплексного поверхностно-активного вещества - КомПАВ в смеси с растворителем в интервал продуктивного пласта после промывки колонны с последующей продавкой водного раствора КомПАВ до статически равновесного состояния и технологической выдержки, отличающийся тем, что в качестве комплексного ПАВ в смеси с растворителем используют водный раствор комплексного ПАВ «RaiR» 1,5-2,5%-ной концентрации, при этом вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляют в среде водного раствора того же «RaiR» при той же 1,5-2,5%-ной концентрации, а после окончания работ по вторичному вскрытию пласта в коллектор продавливают 2/3 объема водного раствора упомянутого КомПАВ и оставляют скважину в покое до ее освоения свабированием.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных свойств коллектора, загрязненного с неуправляемым проникновением призабойную зону продуктивного пласта (ПЗП) фильтратов бурового и цементного растворов, при первичном вскрытии пласта бурением и цементировании обсадной колонны, образующие устойчивые водонефтяные эмульсии, блокирующие проницаемые нефтеносные коллектора.

Известен буровой раствор, на нефтяной основе (см. Патент Р.Ф. № 2243984, C09K 7/02, опубл. в Б.И. № 1, 2005 г.), используемый при вскрытии бурением продуктивных пластов с целью предотвращения загрязнения фильтратами бурового раствора и, следовательно, сохранения природных свойств коллектора, содержащий оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) или карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), нефтепродукт - в качестве структурообразователя, порошкообразный высокодисперсный наполнитель с ассоциированным газом (воздух, азот) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

- оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) или

карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ)	0,2÷0,3;
- нефтепродукт (нефть товарная, дизтопливо, масло)	5÷30;
- ПАВ (сульфанол, ОП-10)	0,02÷0,05;
- Высокодисперсный наполнитель (модифицированный бетонит, лигносульфанаты)	0,9÷1;
- Газовоздушная смесь - воздух, азот (об.%)	2÷20;
- Вода	остальное.

Практика использования известного бурового раствора на нефтяных промыслах ОАО «Татнефть» показала его эффективность в сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта, обеспечил сокращение срока вызова притока продукции пласта, повышение продуктивности и получение ожидаемого дебита скважины.

К недостаткам известного бурового раствора можно отнести его высокую стоимость, сложность технологии приготовления, токсичность, пожароопасность, возможность загрязнения окружающей среды отходами бурения, проблемы безопасной их утилизации.

Известен химический способ обработки призабойной зоны скважины (См. патент Р.Ф. № 2203409, МПК 7 E21B 43/22, 37/06, опубл. Б.И. № 12, 2003 г.), включающий закачку композиции поверхностно активного вещества (ПАВ) в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию. При этом в качестве ПАВ используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации, причем предварительно пласт обрабатывают растворителем или кислотным раствором.

В качестве продавочной жидкости используют безводную нефть, в качестве растворителей используют гексановую фракцию или бензин БР-2, бензин нестабильный или керосин и широкую фракцию легких углеводородов. В качестве ароматических растворителей используют:

этилбензольную фракцию, бутилбензольную фракцию, толуольную фракцию, нефраз и другие. В качестве смеси растворителей используют растворитель «МИА-ПРОМ», представляющий собой композиционную смесь парафиновых и ароматических углеводородов.

Смесь растворителей используют при массовом соотношении алифатического растворителей и ароматического растворителей (1-1,5):1,5-1) соответственно.

В качестве кислотного состава используют водный раствор соляной кислоты.

К недостаткам этого способа можно отнести следующее.

1. Он не обладает достаточной растворяющей способностью, всего от 55,9% до 80%, что делает обработку продолжительной.

2. Используемая композиция многокомпонентная, что вызывает определенные трудности в приготовлении ее. Кроме того, она токсична и пожароопасна.

Известен также способ восстановления фильтрационно-емкостных характеристик нефтеносного коллектора, ухудшенных при заканчивании строительства скважины (см. патент Р.Ф. № 2392423 МПК E21B 43/22, опубл. в БИ № 17, 20.06.2010 г.), включающий закачивание сементированную эксплуатационную колонну по колонне НКТ комплексного поверхностно-активного вещества - КомПАВ в смеси с растворителем в интервал продуктивного пласта после промывки колонны с последующей продавкой водного раствора КомПАВ до гидростатически равновесного состояния и технологическую выдержку для пропитки. При этом в качестве указанного КомПАВ используют «Ойл - пласт 04».

Указанный способ по своей технической сущности и достигаемому результату более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

В нем недостатки в выше приведенных аналогов частично устранены. Предварительно проведенные промысловые испытания способа на нефтяных и газовых скважинах Республики Татарстан показали хорошие результаты. Однако композиция «Ойл - пласт 04» дорогостоящий реагент, он почти на 50% дороже, чем используемый реагент «Rair» в заявляемом способе, нуждается в повышении эффективности воздействия на продуктивный пласт и снижении межфазного поверхностного натяжения на контакте «порода-нефть-вода», что ограничивает ее широкое применение для восстановления фильтрационных свойств коллектора.

Технической задачей настоящего изобретения является снижение материальных затрат, повышение эффективности воздействия на пласт, увеличение добывных возможностей скважины, а также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим закачивание по колонне НКТ водного раствора композиции поверхностно-активного вещества - КомПАВ в смеси с растворителем в интервал продуктивного пласта после промывки скважины с последующей продавкой водного раствора КомПАВ до статически равновесного состояния и технологической выдержки.

Новым является то, что в качестве композиции ПАВ в смеси с растворителем используют водный раствор КомПАВ «Rair» 1,5-2,5% ной концентрации, при этом вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляют в среде водного раствора того же «Rair» при той же 1,5-2,5% ной концентрации, а после окончания работ по вторичному вскрытию скважины в коллектор продавливают 2/3 объема водного раствора упомянутую КомПАВ «Rair» и оставляют скважину в покое до освоения ее свабированием.

Патентные исследования на новизну по совокупности существенных признаков предложения проводились по патентному фонду института «ТатНИПИнефть» ретроспективностью в 20 лет. Результаты патентных исследований показали, что технические решения, охарактеризованные такой совокупностью существенных признаков и с достижением такого положительного эффекта как у предлагаемого, не обнаружены, следовательно, можно предположить, что заявляемый объект обладает новизной и, по мнению заявителя, соответствует критерию изобретательского уровня.

Так, например, результаты лабораторных исследований по оценке эффективности и перспективности использования композиции «Ойл - пласт 04» и «Rair» в лаборатории стимуляции скважин института «ТатНИПИнефть» по методике замеров межфазового натяжения сталагмометрическим методом показывает, что водные растворы указанных выше композиций при одних и тех же концентрациях имеют различные величины межфазового натяжения, а именно у композиции «Rair» величина межфазового натяжения на границе вода-нефть более низкая, чем у водного раствора композиции «Ойл - пласт 04». Кроме того, стоимость одного литра композиции «Rair» на 70 руб. дешевле, чем у «Ойл - пласт 04», что позволяет оценивать композицию «Rair» с учетом низкого межфазового натяжения более перспективной для восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных свойств коллектора. КомПАВ «Rair» с растворителем разработана ЗАО «Экотехнология», Республики Башкортостан и выпускается по ТУ 2458-002-77831243-2011 по ГОСТ 22567 в виде жидкости от бледно-голубого до светло-зеленого цвета с плотностью от 0,98 до 1,008 г/см³,представляет собой комплексный ПАВ кремнийорганических соединений и спиртов и используется нефтяниками как добавка к буровым растворам для интенсификации процесса разрушения породы и для улучшения качества очистки буровых растворов за счет разрушения глинистых образований, которые трудно поддаются очистке даже на гидроциклонных пескоотделителях, илоотделителях и центрифугах. Раствор композиции «Rair» с растворителем для осуществления способа приготавливают следующим образом.

Его готовят в объеме 3 м³. Сначала в мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320М набирают 1 м³ технической воды от общего объема и при циркуляции воды по схеме «мерная емкость - насос - чанок - насос - мерная емкость» добавляя небольшими, но равными порциями «Rair» в объеме 45 литров. После полного перемешивания полученный концентрированный раствор разбавляют до объема 3 м. При этом при необходимости добавляют пеногаситель в небольшом количестве, поскольку сама композиция «Rair» обладает ограниченным пенообразованием.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

После окончания бурения до проектной глубины, которое заканчивалось с первичным вскрытием продуктивного пласта, скважину прорабатывают одним из известных методов, например, очистительными устройствами различной конструкции, спускаемыми на колонне бурильных труб и с последующей промывкой скважины созданием круговой циркуляции (см. патент РФ № 1723311, Е21В 37/01, БИ № 12, 1990 г., а также № 2168600, МПК E21B 10/18, БИ № 16, 2001 г.), в которых описаны технология проработки стенок ствола скважины струей жидкости, истекающей из гидромониторных насадок, направленных к стенкам скважины.

По окончании процесса проработки в скважину спускают эксплуатационную колонну и цементируют. Далее в колонну обсадных труб спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и созданием круговой циркуляцией скважину промывают, после чего по колонне НКТ, спущенной до забоя, закачивают приготовленный раствор комплексного ПАВ «Rair» и продавливают его технической водой в призабойную зону продуктивного пласта до гидростатически равновесного состояния. Затем осуществляют вторичное вскрытие продуктивного пласта кумулятивной перфорацией или сверлением в среде водного раствора того же «Rair» при той же 1,5-2,5% концентрации с последующим продавливанием в коллектор 2/3 объема, закачанного раствора перед началом вторичного вскрытия, и далее скважину оставляют в покое до освоения ее свабированием или вакуумированием. Закачиваемый объем водного раствора «Rair» берут в зависимости от толщины продуктивного пласта из расчета перекрытия интервала пласта.

Необходимость вторичного вскрытия пласта в среде водного раствора «Rair» диктуется тем, что в процессе цементирования обсадной колонны, как и при первичном вскрытии бурением с использованием бурового раствора, не исключается загрязнение коллектора фильтратом бурового и цементного растворов, а также буферной жидкости под действием высоких давлений, вследствие чего фильтрационные емкостные свойства коллектора ухудшается, что препятствует притоку нефти в скважину.

Механизм действия применяемого по способу водного раствора комПАВ «Rair» заключается в следующем. Попадая в пласт комПАВ «Rair» разрушает глинистые включения в поровом пространстве коллектора, оказывая комплексное воздействие на молекулярную решетку глины, создавая межмолекулярное пространство. Активирует капиллярные и диффузионные процессы за счет снижения межфазового поверхностного натяжения на контакте «порода-нефть-вода», тем самым способствуя гидрофилизации породы и ускоряя капиллярную пропитку. В конечном итоге при этом увеличивается фазовая проницаемость для нефти, обеспечивается дебит нефтяных скважин на уровне потенциально возможного.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в повышении эффективности воздействия на продуктивный пласт, что обеспечивает восстановление естественных коллекторских свойств пласта, сокращение сроков освоения скважины, увеличение добывных возможностей скважины, при этом сокращаются также и материальные затраты.

На дату подачи заявки способ испытан в трех скважинах НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть», результаты положительные.