Патент на изобретение №2316646
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ
(57) Реферат:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области освоения скважин и интенсификации притока углеводородов. Технический результат изобретения – повышение эффективности химического воздействия на прискважинную зону пластов, вскрытых на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом. В способе интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями 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 насосно-компрессорные трубы 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 Na2СО3, но не менее 0,5 м 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, 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. 1 табл.
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. 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 ( 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
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.
Формула изобретения
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.
MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 27.01.2008
Извещение опубликовано: 10.10.2009 БИ: 28/2009
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
=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.
относительно первоначальной: