Патент на изобретение №2169832

(54) СПОСОБ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при различных технологических операциях в скважинах и, в частности, при перфорации скважины, изоляции нефтегазоводопроявлений, ее глушении и пр. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины при использовании растворов минеральных солей как основного средства воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств. Сущность изобретения: по способу в ствол скважины помещают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования. При этом водный раствор сильвинитовой руды помещают как против зоны продуктивного пласта, так и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над кровлей продуктивного пласта. 13 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при различных технологических операциях в скважинах и, в частности, при перфорации скважины, изоляции нефтегазоводопроявлений, ее глушении и пр.

Известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта добывающей скважины, включающий замену бурового раствора на пресную воду и проведение технологических операций в скважине [1].

И действительно, эта операция направлена на сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, поскольку исключается фильтрация в продуктивный пласт глинистых материалов из состава бурового раствора, утяжелителя, химических реагентов, наполнителя и пр. , составляющих основу бурового раствора и кольматирующих продуктивный пласт.

Известно, что после воздействия на продуктивный пласт буровым (глинистым раствором), равному, например, времени глушения скважины в течение которого обычно длится ее ремонт, фильтрат бурового раствора при его водоотдаче 8-10 см³ за 30 мин проникает в продуктивный пласт на глубину 2-3 м. В результате этого проницаемость в призабойной зоне снижается в 1,6-22,6 раза в сравнении с удаленной зоной. Наиболее интенсивная кольматация наблюдается при проницаемости пород выше 0,1 мкм², что объясняется зависимостью степени кольматации от соотношения пор и твердых частиц.

Установлено, что частицы традиционно используемых утяжелителей неглубоко проникают в породу, однако вызывают ее закупорку на 75-100%, одновременно ускоряя процесс кольматации.

Химические реагенты и добавки, которыми обрабатывают буровой раствор, тоже влияют на проницаемость. Эти реагенты сольватируют, флокулируют или диспергируют частицы твердой фазы, образуют гели и суспензии, и создают молекулярно-глобулярную (в слабопроницаемых породах), полидисперсную или объемную кольматацию.

Установлено, что при глушении скважин буровыми растворами возможно значительное ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта, если он представлен гранулярным коллектором.

В еще большей степени это относится к трещиноватым коллекторам. В этом случае возможно значительное необратимое ухудшение коллекторских свойств пласта.

Кроме того, вышеописанный известный способ направлен на сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта только для случая глушения скважины. При этом не рассмотрены процессы, происходящие при первичном вскрытии пласта (при бурении) и вторичном вскрытии пласта (перфорации).

Переход на пресную воду представляется на первый вид положительным фактором. В пресной воде значительно меньше примесей в сравнении с добавками, свойственными буровому раствору.

Однако применение пресной воды для глушения ожидаемого эффекта не обеспечивает. Коэффициент продуктивности скважин, заглушенных пресной водой тоже снижается и снижается в 2-5 раз. Первоначальные значения продуктивности восстанавливаются только через 3-5 мес. непрерывной эксплуатации скважины. Кроме того, в ряде случаев оказывается недостаточной плотность воды.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающий помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей и проведение технологических операций в скважине [2].

Из практики известно, что широкое распространение получили водные растворы поваренной соли, хлористого кальция, растворы калийсодержащих отходов производства, и пр. С применением растворов минеральных солей одного вида или их смесей возможно регулирование плотности этих растворов и свойств.

Основным недостатком известных водных растворов минеральных солей является, в ряде случаев, низкое значение температуры кристаллизации используемых растворов, что затрудняет их приготовление и использование их в условиях низких температур.

Для скважин с повышенным пластовым давлением основным в применении на производстве принят раствор хлористого кальция. Раствор на основе хлористого кальция плотностью 1,3 г/см³ кристаллизуется при температуре – 51^oC, что обуславливает его широкое применение, например, при глушении скважин.

Однако другим общим недостатком растворов минеральных солей является наличие в них значительного количества примесей нерастворимых в воде солей.

Кроме того, при смешивании этих растворов с пластовыми водами различной степени минерализации и ионного состава образуются дополнительные нерастворимые осадки.

Поэтому в известном способе, принятым в качестве наиболее близкого аналога, раствор минеральной соли применяют только как средство, обеспечивающее необходимое гидростатическое противодавление на пласт.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины, при использовании растворов минеральных солей как основного средства воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающем помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей и проведение технологических операций в скважине, согласно изобретению в ствол скважины помещают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования, причем водный раствор обогащенной сильвинитовой руды помещают как против зоны продуктивного пласта так и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над кровлей продуктивного пласта.

При этом сильвинитовую руду обогащают до содержания в ней, мас.%:
Хлористого калия – 20-30
Хлористого натрия – 65-70
Нерастворимых примесей – 0,5-3
Воды – 0,3-0,8
Кроме того, используют готовую (обогащенную) сильвинитовую руду – сильвинит, как продукт, предназначенный для применения в черной и цветной металлургии при холодной прокатке металла (товарное название “Сильвинит”, ТУ 2111-086-05778557-97).

При перфорации скважины величину гидравлического столба водного раствора сильвинитовой руды над кровлей продуктивного пласта принимают с учетом динамической составляющей во фронте ударной волны перфоратора и величины (1,05-1,1)P_пл, где P_пл – пластовое давление.

При перфорации скважины над гидравлическим столбом водного раствора сильвинитовой руды помещают вязкоупругий состав для разделения раствора сильвинитовой руды от бурового раствора, заполняющего ствол скважины и компенсации давления взрывной волны при перфорации.

При глушении скважины величину гидравлического столба водного раствора сильвинитовой руды над кровлей продуктивного пласта принимают с учетом пластового давления продуктивного пласта.

При глушении скважины над гидравлическим столбом водного раствора сильвинитовой руды помещают вязкоупругий состав для разделения раствора сильвинитовой руды от бурового раствора, заполняющего ствол скважины и противодействия пластовому давлению.

При глушении скважины последнюю заполняют водным раствором сильвинитовой руды до устья.

Воду для приготовления раствора сильвинитовой руды подогревают на устье скважины до температуры в стволе скважины.

В качестве ингибитора осадкообразования применяют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0,01-0,5% от веса обогащенной сильвинитовой руды.

При этом оптимальное количество данного ингибитора составляет 0,05 вес. %.

НТФ (ТУ 6-09-5283-86) представляет собой бесцветный или слегка зеленоватый кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах и нерастворимый в органических растворителях. НТФ представляет собой продукт взаимодействия формалина (ГОСТ 1625-75, сорт 1), аммиака водного технического (ГОСТ 9-77, марка А. Сорт 1) и треххлористого фосфора (ТУ 6-02-574-84).

Могут быть применены и другие ингибиторы осадкообразования, например, ингибитор СНПХ-5301М, производимый отечественной промышленностью. Он представляет собой продукт взаимодействия оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ТУ 6-02-1215-81)с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями М-2 (ТУ 6-14-10-210-87).

Однако НТФ именно для водного раствора обогащенной сильвинитовой руды является наиболее эффективным.

Водный раствор сильвинитовой руды применяют разной концентрации по глубине ствола скважины.

Для загущения водного раствора сильвинитовой руды в него добавляют полимер, например, полиакриламид.

Кроме того, в водный раствор сильвинитовой руды добавляют поверхностно-активное вещество, например, ИВВ-1.

А также в водный раствор сильвинитовой руды добавляют ингибитор коррозии.

Сущность изобретения.

При использовании обогащенной сильвинитовой руды с минимальным содержанием примесей не растворимых в воде солей и ингибитором осадкообразования создается уникальная возможность использования очень дешевого природного сырья для приготовления водных растворов минеральных солей, практически не загрязняющих призабойную зону скважины, при проведении в ней различных технологических операций. При этом практически определено, что соотношение солей именно в обогащенной сильвинитовой руде обеспечивает наиболее эффективное действие ингибиторов осадкообразования. А это в наибольшей степени обеспечивает сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

Водные растворы обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования могут быть применены, например, при первичном вскрытии продуктивного пласта. Использование насыщенных растворов сильвинита не снижает в этом случае проницаемость пород. В случае загущения этих растворов полимерами, например, полиакриламидом, обеспечивают возможность удерживания во взвеси выбуренных частиц породы, очистки забоя и транспортировки этих частиц к устью скважины. При смешивании насыщенного водного раствора сильвинитовой руды с добавками ингибитора осадкообразования и пластовой воды в соотношении 1:1 осадкообразование не происходит в течение 7 сут.

Такие же свойства проявляет насыщенный водный раствор сильвинитовой руды и при применении его в качестве среды, в которой осуществляют вторичное вскрытие продуктивного пласта (перфорацию скважины). В этом случае также обеспечивают, в значительной степени, сохранность коллекторских свойств призабойной зоны скважины.

В качестве жидкости глушения в коллекторах различного типа и при смешивании с пластовыми водами различного типа осадкообразования, существенно снижающего коллекторские свойства призабойной зоны пласта, не наблюдается.

Данная жидкость может быть применена как в качестве активной среды (в зоне продуктивного пласта), так и в качестве пассивной среды, т.е. жидкости, создающей необходимое гидростатическое давление.

Такие возможности определяются небольшими затратами на исходное сырье.

При нагревании воды скорость растворения образца сильвинитовой руды увеличивается примерно в 4 раза. При этом максимальная плотность водного раствора сильвинитовой руды составляет примерно 1,2 г/см³.

Способ осуществляют следующим образом.

В сухом виде смешивают обогащенную сильвинитовую руду с кристаллическим порошком НТФ. Затем из полученной смеси готовят водный раствор.

По другому варианту вначале приготавливают водный раствор на основе обогащенной сильвинитовой руды. Затем в него добавляют раствор ингибитора осадкообразования. Растворы смешивают с помощью обычных технических средств.

Затем водный раствор сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования помещают в ствол скважины как против зоны продуктивного пласта так и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над кровлей продуктивного пласта.

Величину гидравлического столба над кровлей продуктивного пласта принимают в зависимости от технологической операции, которую проводят в стволе скважины.

В качестве таковых могут быть, например, перфорация скважины, ее глушение, подавление нефтеводогазопроявления и пр. Кроме того, в зависимости от вида технологических операций, в стволе скважины могут быть осуществлены дополнительные приемы, как это было описано выше.

Источники информации
1. Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. Серия Нефтепромысловое дело, Обзорная информация, вып. 19, М.: ВНИИОЭНГ, 1989, стр. 3.

2. Патент РФ N 2144132, кл. E 21 B 43/02, опубл. 10.01.2000.

Формула изобретения

1. Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающий помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей и проведение технологических операций в скважине, отличающийся тем, что в ствол скважины помещают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования, причем водный раствор сильвинитовой руды помещают как против зоны продуктивного пласта, так и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над кровлей продуктивного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что сильвинитовую руду обогащают до содержания в ней, мас.%:
Хлористого калия – 20 – 30
Хлористого натрия – 65 – 70
Нерастворимых примесей – 0,5 – 3
Воды – 0,3 – 0,8
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют готовую обогащенную сильвинитовую руду – сильвинит как продукт, предназначенный для применения в черной и цветной металлургии при холодной прокатке металла.

4. Способ по одному из пп.1 – 3, отличающийся тем, что при перфорации скважины величину гидравлического столба водного раствора сильвинитовой руды над кровлей продуктивного пласта принимают с учетом динамической составляющей во фронте ударной волны перфоратора и величины (1,05 – 1,1)P_пл, где P_пл – пластовое давление.

5. Способ по одному из пп.1 – 4, отличающийся тем, что при перфорации скважины над гидравлическим столбом водного раствора сильвинитовой руды помещают вязкоупругий состав для разделения раствора сильвинитовой руды от бурового раствора, заполняющего ствол скважины, и компенсации давления взрывной волны при перфорации.

6. Способ по одному из пп.1 – 3, отличающийся тем, что при глушении скважины величину гидравлического столба водного раствора сильвинитовой руды над кровлей продуктивного пласта принимают из расчета (1,05 – 1,1)P_пл.

7. Способ по одному из пп.1 – 3 и 6, отличающийся тем, что при глушении скважины над гидравлическим столбом водного раствора сильвинитовой руды помещают вязкоупругий состав для отделения раствора сильвинитовой руды от бурового раствора, заполняющего ствол скважины, и противодействия пластовому давлению.

8. Способ по одному из пп.1 – 3, 6 и 7, отличающийся тем, что при глушении скважины последнюю заполняют водным раствором сильвинитовой руды до устья.

9. Способ по одному из пп.1 – 8, отличающийся тем, что воду для приготовления раствора сильвинитовой руды подогревают на устье скважины до температуры в стволе скважины.

10. Способ по одному из пп.1 – 9, отличающийся тем, что в качестве ингибитора осадкообразования применяют нитрилотриметилфосфоновую кислоту в количестве 0,1 – 0,5% от веса обогащенной сильвинитовой руды.

11. Способ по одному из пп.1 – 10, отличающийся тем, что водный раствор сильвинитовой руды применяют разной концентрации по глубине ствола скважины.

12. Способ по одному из пп.1 – 11, отличающийся тем, что для загущения водного раствора сильвинитовой руды в него добавляют полимер, например полиакриламид.

13. Способ по одному из пп.1 – 12, отличающийся тем, что в водный раствор сильвинитовой руды добавляют поверхностно-активное вещество, например ИВВ-1.

14. Способ по одному из пп.1 – 13, отличающийся тем, что в водный раствор сильвинитовой руды добавляют ингибитор коррозии.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 22.11.2005

Извещение опубликовано: 20.11.2006 БИ: 32/2006