Патент на изобретение №2162146

(54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ЗАГЛИНИЗИРОВАННЫХ ПЛАСТОВ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважин с целью разглинизации. Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважин включает последовательное нагнетание в скважину поверхностно-активных веществ, затем водного раствора солей щелочных металлов и солей аммония, выдерживание их в течение 8-12 ч в пласте, затем закачку в пласт водного раствора сильной неорганической кислоты, выдерживание в течение 2 ч и последующее освоение скважины. В качестве поверхностно-активных веществ (ПАВ) используют анионактивные ПАВ, например алкиларилсульфонат натрия, либо додецилсульфат натрия, либо алкилбензолсульфат натрия, или катионактивные ПАВ, например алкилбензолперидиний хлорид, либо бензолсульфонат-1-метил-2-гептадецил-5-этанол-2-имидазолин, или неионогенные ПАВ, например гидрооксиэтилированные моноалкилфенолы, гидроксиэтилированные жирные кислоты 0,1-3%-ной концентрации в объеме 0,3-0,6 м³ на 1 м перфорационной толщины продуктивного пласта. В качестве водного раствора солей щелочных металлов и солей аммония используют пероксокарбонат натрия 6-10 мас.%, аммоний надсернокислый 15-30 мас.%, остальное вода, а в качестве водного раствора неорганической кислоты используют раствор соляной кислоты 6-15%-ной концентрации. Технический результат: повышение эффективности разглинизации призабойной зоны скважин. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения продуктивности нефтяных скважин путем их разглинизации.

Известен способ реагентной разглинизации скважины (патент РФ N 1838367, C 09 K 7/02, E 21 B 43/27, БИ N 32, 1993 г., с. 260), включающий нагнетание в скважину водного раствора солей щелочных металлов и солей аммония, обладающих щелочной реакцией pH, после чего реагентный раствор выдерживают в скважине не менее 6 ч, затем скважину осваивают, а в качестве водного раствора щелочных металлов и солей аммония используют водный раствор пиросульфата натрия 2-10%-ной концентрации и нитрата аммония, и/или сульфат аммония, и/или бисульфат аммония, и/или персульфат аммония 1-5%-ной концентрации в объеме 0,2-1,0 м³ на 1 м толщины кольматационной зоны вскрытого скважиной пласта.

Недостатками известного способа являются выпадение нерастворимых осадков в пористой среде призабойной зоны после контакта реагентного раствора с высокоминерализованными пластовыми водами, что приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений при закачке, необоснованный выбор концентраций компонентов растворов и объемов закачек реагентов в зависимости от геологических особенностей строения пласта, плохая очистка призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов, что приводит в конечном итоге к уменьшению эффективности обработки.

Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является способ реагентной обработки призабойной зоны скважин с целью разглинизации (авт. свид. СССР 1721220, E 21 B 43/27, БИ N 11, 23.03.92), заключающийся в том, что на устье скважины в емкости приготовляют водный раствор солей щелочных металлов и солей аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Аммоний надсернокислый – 15-30
Пероксокарбонат натрия – 6-10
Вода – Остальное
Приготовленный раствор по насосно-компрессорным трубам, спущенным на глубину нижней части фильтра, закачивают в скважину, затем пресной водой вытесняют его из насосно-компрессорных труб в интервал фильтра. Далее перекрывают насосно-компрессорные трубы и задавливают пресной водой реагентный раствор в призабойную зону на глубину, превышающую радиус глинизации прифильтровой зоны. После этого скважину выдерживают при созданном давлении с раствором 8-10 ч. После окончания реагентной обработки сбрасывают давление и производят прокачку скважины. Известный способ обработки призабойной зоны скважины обеспечивает разглинизацию пласта за счет самопроизвольной диспергации глинистых частиц, происходящей в результате взаимодействия глинистых минералов с водными растворами солей щелочных металлов и солей аммония, подобранных соответствующим способом.

Однако в случае высокой минерализации пластовых вод после контакта рабочего реагентного раствора с ними происходит выпадение нерастворимых осадков в пористой среде призабойной зоны, что приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений при закачке. Кроме того, низкопродуктивные скважины с повышенным содержанием глинистых частиц характеризуются низкой приемистостью, что приводит к повышению давления нагнетания и времени задавки рабочего реагентного раствора, а при высокой неоднородности коллектора уменьшается охват пласта воздействием. Не всегда верно обосновывается выбор технологии воздействия в зависимости от геологической характеристики пласта. Одна и та же рецептура раствора, объем закачки и другие элементы технологии выбираются как для обработки высокопродуктивных, так и обработки низкопродуктивных скважин, что приводит к уменьшению как технологического, так и экономического эффекта метода. Например, низкопроницаемые коллекторы нефти не всегда принимают весь запланированный объем закачиваемого реагентного раствора. В итоге нарушается технологический процесс из-за необходимости проведения дополнительных мероприятий: спуск пакера и повышение давления закачки выше допустимого или вымывание остатков раствора из скважины.

Предлагаемое изобретение решает техническую задачу повышения эффективности способа при разглинизации низкопродуктивных скважин с повышенным содержанием глинистых минералов и в случае высокой минерализации пластовых вод.

Технический результат, достигаемый при использовании изобретения, заключается в предотвращении выпадения осадка при контакте рабочего реагентного раствора с высокоминерализованными пластовыми водами, снижении давления нагнетания и времени задавки реагентного раствора, увеличении охвата пласта воздействием реагентным раствором и интенсификации диспергирования глинистых частиц путем подбора поверхностно-активных веществ и закачкой в конечной стадии раствора соляной кислоты при разглинизации низкопродуктивных скважин с повышенным содержанием глинистых минералов. А также выбор концентрации компонентов раствора и объем закачки производится исходя из структурно-текстурных особенностей и минералогического состава терригенных пород пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе реагентной разглинизации скважин, включающем нагнетание в скважину водного раствора солей щелочных металлов и солей аммония в объеме 0,2-1,0 м³ на 1 м перфорационной толщины пласта, выдерживание его в скважине не менее 6 ч и последующее освоение скважины, согласно изобретению перед нагнетанием водного раствора солей щелочных металлов и солей аммония в скважину закачивают водный раствор поверхностно-активных веществ, 0,1-3%-ной концентрации в объеме 0,3-0,6 м³ на 1 м перфорационной толщины пласта, причем в качестве поверхностно-активных веществ используют анионактивные ПАВ, например алкиларилсульфонат натрия, либо додецилсульфат натрия, либо алкилбензолсульфат натрия, или катионактивные ПАВ, например алкилбензолперидиний хлорид, либо бензолсульфонат 1-метил-2-гептадецил-5-этанол-2-имидазолин, или неионогенные ПАВ, например гидрооксиэтилированные моноалкилфенолы, гидрооксиэтилированные жирные кислоты, а после выдержки растворов поверхностно-активных веществ и солей аммония и щелочных металлов закачивают раствор соляной кислоты 6-15%-ной концентрацией в объеме 0,2-1,0 м³ на 1 м перфорационной толщины пласта, в качестве водного раствора щелочных металлов и солей аммония используют раствор пероксокарбоната натрия, массовое содержание 6-10%, аммония надсернокислого, массовое содержание 15-30%, остальное вода в объеме 0,2-1,0 м³ на 1 м перфорационной толщины пласта.

Способ осуществляется следующим образом.

Приготовленный раствор ПАВ концентрацией 0,1-3 мас.% по насосно-компрессорным трубам закачивают в скважину в объеме 0,3-0,6 м³ на 1 м перфорационной толщины пласта, затем закачивают водный раствор смеси пероксокарбонат натрия концентрацией 6-10 мас. % и аммония надсернокислого концентрацией 15-30 мас.% в объеме 0,2-1,0 м³ на 1 м перфорационной толщины пласта, продавливают в пласт при закрытой затрубной задвижке скважины пресной водой и выдерживают в пласте 8-10 ч. Затем закачивают раствор соляной кислоты концентрацией 6-15 мас. % в объеме 0,2-1,0 ³ на 1 м перфорационной толщины пласта. После окончания реагентной обработки скважину промывают и осваивают.

Для увеличения эффективности обработки, обоснованного выбора объектов и технологии воздействия концентрация компонентов и объем закачки выбираются исходя из структурно-текстурных свойств и минералогического состава терригенных пород, слагающих продуктивный пласт. В терригенных коллекторах, приуроченных к единой стратиграфической системе выделяются 6-8 структурно-текстурных типов, отличающихся степенью ухудшения структуры, текстуры, неоднородности породы, уменьшением размеров зерен и увеличением содержания глинистых минералов в цементирующем материале и объеме породы. Структурно-текстурный тип породы, преобладающий в пласте, подвергаемый воздействию, определяется по петрографическим данным (исследование кернов) или по петрофизическим данным (геофизические методы исследования скважин).

Для однородных по проницаемости, структуре, текстуре крупнозернистых пород (1-2 типы) рекомендуется уменьшать концентрацию растворов и увеличивать объемы закачек растворов.

1. Водный раствор ПАВ 0,1-3 мас.%, объем закачки 0,6 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта.

2. Водный раствор пероксокарбонат натрия 6-8 мас.%, аммония надсернокислого 15 мас. %, объем закачки 0,8-1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта
3. Водный раствор соляной кислоты 6-9 мас.%, объем закачки 0,8-1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта.

Для пород с осложненной структурой, текстурой и повышенным содержанием глин (3-6 типы) предлагается увеличивать концентрацию компонентов и уменьшать объемы закачек.

1. Водный раствор ПАВ 0,1-3 мас.%, объем закачки 0,6 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта.

2. Водный раствор пероксокарбонат натрия 8-12 мас.%, аммония надсернокислого 30 мас. %, объем закачки 0,2-0,6 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта.

3. Водный раствор соляной кислоты 10-15 мас.%, объем закачки 0,2-0,6 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта.

Водный раствор ПАВ, предварительно закачиваемый в скважину, играет роль буфера между минерализованной пластовой водой и водным раствором солей щелочных металлов и солей аммония, предотвращая выпадение нерастворимых осадков при их взаимодействии, кроме того, раствор ПАВ снижает поверхностное натяжение на границе раствор-порода, уменьшая фильтрационные сопротивления при закачке (уменьшается время и давление закачки) водного раствора солей щелочных металлов и солей аммония и увеличивая охват толщины пласта воздействием в случае высокой неоднородности коллектора. Адсорбируясь на элементах структуpированных глинистых образований молекулы специально подобранных ПАВ создают расклинивающее давление, обусловленное сольватно-адсорбционными слоями, способствуя ослаблению и разрушению) связей в коагуляционной глинистой структуре (диспергации). Таким образом, поверхностно-активные вещества интенсифицируют процесс диспергации глинистых частиц при действии водного раствора солей щелочных металлов и солей аммония. В конечной стадии обработки ПАВ гидрофобизируют поверхность порового пространства, что улучшает вынос продуктов реакции, диспергированных глинистых частиц из призабойной зоны, способствуя быстрому освоению скважины и повышению эффективности способа разглинизации в целом.

Соляная кислота интенсифицирует процесс диспергирования глинистых частиц, растворяя железистые и карбонатные составляющие минералов.

Предлагаемый способ прошел лабораторные испытания, результаты испытания приведены в таблице.

Предлагаемый способ по сравнению с известным позволяет увеличить эффективность метода воздействия в 1,5-2 раза при наличии в пластах высокоминерализованных пластовых вод, предотвращая выпадение нерастворимых осадков, а также в низкопроницаемых коллекторах увеличивает глубину и охват пласта воздействием и интенсифицирует процесс самопроизвольного диспергирования глинистых частиц.

Изобретение может найти применение в горной, нефтегазодобывающей промышленности и водоснабжении.

Формула изобретения

1. Способ обработки заглинизированных пластов, включающий нагнетание в скважину водного раствора солей щелочных металлов и солей аммония, выдерживание его в скважине не менее 8 ч и последующее освоение скважины, отличающийся тем, что водный раствор солей щелочных металлов и солей аммония нагнетают в скважину в объеме 0,2 – 1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины, причем перед нагнетанием его в скважину закачивают водный раствор поверхностно-активных веществ 0,1 – 3%-ной концентрации в объеме 0,3 – 0,6 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины, а после выдержки растворов поверхностно-активных веществ и солей аммония и щелочных металлов закачивают раствор соляной кислоты 6 – 15%-ной концентрации в объеме 0,2 – 1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины и выдерживают в пласте 2 ч.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активных веществ используют анионактивные поверхностно-активные вещества, например алкиларилсульфонат натрия, либо додецилсульфат натрия, либо алкилбензолсульфат натрия, или катионактивные поверхностно-активные вещества, например алкилбензолперидиний хлорид, либо бензолсульфонат 1-метил-2-гептадецил-5-этанол-2-имидазолин, или неионогенные поверхностно-активные вещества, например гидрооксиэтилированные моноалкилфенолы, гидрооксиэтилированные жирные кислоты.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водного раствора солей щелочных металлов и солей аммония используют раствор пероксокарбонат натрия 6 – 10 мас.%, аммония надсернокислого 15 – 30 мас.%, остальное вода.

РИСУНКИ

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: 02.06.2008

Извещение опубликовано: 27.06.2010 БИ: 18/2010