RU2053355C1

RU2053355C1 - Method for treatment of formation

Info

Publication number: RU2053355C1
Application number: RU93019962A
Authority: RU
Inventors: Валентин Тимофеевич Гребенников
Original assignee: Валентин Тимофеевич Гребенников
Priority date: 1993-04-19
Filing date: 1993-04-19
Publication date: 1996-01-27

Abstract

FIELD: gas and oil producing industry. SUBSTANCE: method for treatment of formation includes successive treatment of zone round the well with reagent by forcing base technological solution which disintegrates mud fills. Base technological solution contains aqueous solution of bicarbonates of univalent metals (cations) in the amount of 5-12 mas.% and surfactant amounting to 0.5-2.0%. After some time taken for reaction, reaction products are removed and then, aerated base technological solution is injected and forced by air in the amount equalling ratio of thickness of highly and low-permeable beds. Then, method operations are repeated with the use of base technological solution in form of solutions of oxygen-containing compounds of sulfur and surfactant. EFFECT: provision of involving into operation of low-permeable beds of mixed clay reservoirs and attaining design recovery of formation. 3 tbl

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации притока флюида из нефте-, водо- и газонасыщенных пластов путем декольматации их порового пространства. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for intensifying the influx of fluid from oil, water and gas-saturated formations by decolming their pore space.

Основной причиной уменьшения дебита скважины является кольматация порового пространства околоскважинной зоны в результате поглощения в процессе бурения промывочной жидкости, содержащей глинистые коллоидно-дисперсные частицы. The main reason for reducing the flow rate of the well is the colmatization of the pore space of the near-wellbore zone as a result of absorption of drilling fluid containing clay colloidal dispersed particles during drilling.

Известен способ удаления глинистых образований путем закачки пенной системы в затрубное пространство с вытеснением находящейся в скважине жидкости через НКТ. Вызов притока осуществляется благодаря снижению забойного давления за счет уменьшения плотности пены путем повышения степени аэрации (отношение расхода газовой фазы к расходу пенообразующего раствора при нормальных условиях). A known method of removing clay formations by pumping a foam system into the annulus with the displacement of the fluid in the well through the tubing. The inflow is caused by lowering the bottomhole pressure by reducing the density of the foam by increasing the degree of aeration (the ratio of the flow rate of the gas phase to the flow rate of the foaming solution under normal conditions).

Этот способ очистки околоскважинной зоны мало эффективен, так как в процессе замены жидкости на пену обратной промывкой возможно проникновение в пласт дополнительного количества жидкости, что может привести к уплотнению кольматирующего материала. This method of cleaning the near-wellbore zone is not very effective, since in the process of replacing the liquid with foam by backwashing, an additional amount of liquid can penetrate into the formation, which can lead to compaction of the clogging material.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ интенсификации притока флюида из пласта, включающий закачку высокостабильной пены с последующей продавкой ее в пласт воздухом в объеме, обеспечивающем необходимый охват пласта, а затем закачку технологического раствора. The closest technical solution to the proposed one is a method of intensifying the influx of fluid from the formation, including the injection of highly stable foam, followed by its injection into the formation with air in a volume that provides the necessary coverage of the formation, and then the injection of the technological solution.

Однако этот способ не позволяет в полной мере задействовать слабопроницаемую зону пласта и подключить ее к эксплуатации. However, this method does not allow to fully utilize the low-permeable zone of the reservoir and connect it to operation.

Цель изобретения интенсификация притока флюида из пласта с неоднородной проницаемостью и высокой степенью загрязнения за счет повышения эффективности выноса продуктов кольматации, увеличения коэффициента охвата пласта по толщине и подключение к эксплуатации слабопроницаемой зоны пласта. The purpose of the invention is the intensification of fluid inflow from a formation with heterogeneous permeability and a high degree of contamination by increasing the efficiency of removal of mud products, increasing the coverage coefficient of the formation in thickness, and connecting a poorly permeable formation zone to operation.

Цель достигается путем задавливания технологического раствора на основе бикарбонатов одновалентных металлов в околоскважинную зону, его выдержку в течение не менее 4 ч с последующим удалением. Эта операция способа обеспечивает проработку порового пространства высокопроницаемых пропластков и удаление кольматирующих образований. Далее закачивают раствор из бикарбоната натрия и пенообразующего ПАВа, который закачивают при аэрации (степень аэрации 1-1,5) сжатым воздухом, подаваемым от компрессора, в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине. Эта операция позволяет создать достаточно эффективное гидродинамическое сопротивление за счет проникновения пенной системы на более удаленное расстояние в пласт, чем при обычной пеннореагентной обработке. The goal is achieved by crushing a technological solution based on bicarbonates of monovalent metals in the near-wellbore zone, holding it for at least 4 hours, followed by removal. This operation of the method provides for the study of the pore space of highly permeable layers and the removal of clogging formations. Next, a solution of sodium bicarbonate and a foaming surfactant is pumped, which is pumped during aeration (degree of aeration 1-1.5) with compressed air supplied from the compressor in a volume equal to the thickness ratio of the high permeability and low permeability layers. This operation allows you to create a fairly effective hydrodynamic resistance due to the penetration of the foam system at a more distant distance into the reservoir than with conventional foam reagent treatment.

Создание такого рода гидродинамического сопротивления в высокопроницаемых пропластках делает их практически непроницаемыми в течение 2-4 ч, что позволяет провести задавливание раствора в закольматированную слабопроницаемую зону и, как следствие этого, подключение их при последующей обработке околоскважинной зоны технологическим раствором на основе бикарбонатов одновалентных растворов с выдержкой не менее 4 ч к эксплуатации. После этого определяют достигнутый дебит скважины и ее коэффициент продуктивности. При необходимости повторяют все операции способа, используя в качестве технологического раствора раствор на основе водных растворов гидрокарбонатов одновалентных металлов (катионов), затем скважину осваивают. The creation of this kind of hydrodynamic resistance in highly permeable interlayers makes them practically impermeable for 2-4 hours, which allows the solution to be crushed into a colded low-permeability zone and, as a result of this, connected to them during subsequent processing of the near-wellbore zone with a technological solution based on bicarbonates of monovalent solutions with exposure at least 4 hours for use. After that, the achieved well production rate and its productivity coefficient are determined. If necessary, repeat all the operations of the method, using as a technological solution a solution based on aqueous solutions of monovalent metal bicarbonates (cations), then the well is mastered.

Стабильность пеннореагентной системы в высокопроницаемых пропластках будет увеличиваться за счет эффекта конденсации, обусловленного выделением газов при взаимодействии реагента с глинистой составляющей. Объемы выделяющихся газов при взаимодействии с 1 г глинопорошка изменяются от 20-40 мл до 200 мл при использовании кислородосеросодержащих соединений и от 400 до 800 мл при использовании карбонатных соединений. Выделяющийся газ обеспечивает поддержание стабильности пены за счет такого рода конденсационного способа ее получения. The stability of the foam reagent system in highly permeable interlayers will increase due to the condensation effect due to gas evolution during the interaction of the reagent with the clay component. The volumes of emitted gases when interacting with 1 g of clay powder vary from 20-40 ml to 200 ml when using oxygen-containing compounds and from 400 to 800 ml when using carbonate compounds. The evolved gas ensures the maintenance of the stability of the foam due to this kind of condensation method of its production.

Критерии выбора ПАВ для реализации способа следующие:
гидропрофильно-липофильный баланс ГЛБ 9-15;
ПАВ совместим с водой, реагентом, что оценивается обычным способом, т.е. отсутствие помутнения в растворе через сутки свидетельствует о совместимости компонентов раствора (вода-реагент-ПАВ);
исходя из промысловой практики могут быть рекомендованы следующие виды ПАВ: сульфонол, сульфонол НП-3, сульфонол НП-1; ДС-РАС, ОП-10, превоцел W-ON-100, превоцел W-OF-100.The criteria for the selection of surfactants for implementing the method are as follows:
hydrophilic-lipophilic balance of HLB 9-15;
Surfactant is compatible with water, a reagent, which is evaluated in the usual way, i.e. the lack of turbidity in the solution after 24 hours indicates the compatibility of the components of the solution (water-reagent-surfactant);
Based on field practice, the following types of surfactants can be recommended: sulfonol, sulfonol NP-3, sulfonol NP-1; DS-RAS, OP-10, W-ON-100 pre-target, W-OF-100 pre-target.

Концентрация ПАВ 1,5-2%
Применение пресной воды вместо пластовой, обладающей повышенной минерализацией и значительной карбонатной составляющей, во многом решает проблему совместимости компонентов.Surfactant Concentration 1.5-2%
The use of fresh water instead of reservoir water, which has increased mineralization and a significant carbonate component, largely solves the problem of component compatibility.

Весьма важным является вопрос о выборе необходимого реагента для разрушения глинистого образования конкретного минералогического состава. Состав кольматирующих глинистых образований определяется как составом собственно промывочной жидкости, приготовленной на основе, как правило, монтмориллонитовой глины, так и составом образующегося при бурении естественного глинистого раствора за счет разбуривания глинистых пластов в разрезе самого различного минералогического состава. В общем случае в составе кольматирующих образований преобладают глины смешанного состава, что делает целесообразным ориентироваться на глины смешанного состава. Very important is the question of choosing the necessary reagent for the destruction of the clay formation of a specific mineralogical composition. The composition of claying clay formations is determined both by the composition of the washing liquid itself, prepared on the basis of, as a rule, montmorillonite clay, and by the composition of the natural clay solution formed during drilling due to drilling of clay layers in the context of various mineralogical composition. In the general case, clasting formations are dominated by clays of mixed composition, which makes it advisable to focus on clays of mixed composition.

Экспериментально установлено, что эффективное разрушение глинистых образований обеспечивается при последовательной обработке скважины водными растворами гидрокарбонатов одновалентных катионов (NaHCO₃, KHCO₃, NH₄HCO₃) в пределах концентраций 5-10% и кислородосодержащего соединения серы (NaHSO₄, KHSO₄, KHSO₅, (NH₄)₂S₂O₈, Na₂S₂O₇, K₂S₂O₇) в пределах концентраций
5-12%
Подтверждением данного утверждения служат результаты следующих опытов.It has been experimentally established that effective destruction of clay formations is ensured by successive treatment of the well with aqueous solutions of bicarbonates of monovalent cations (NaHCO ₃ , KHCO ₃ , NH ₄ HCO ₃ ) in the range of concentrations of 5-10% and oxygen-containing sulfur compounds (NaHSO ₄ , KHSO ₄ , KHSO ₅ , (NH ₄ ) ₂ S ₂ O ₈ , Na ₂ S ₂ O ₇ , K ₂ S ₂ O ₇ ) within the concentration range
5-12%
This statement is confirmed by the results of the following experiments.

Лабораторные опыты проводились с образцами монтмориллонитовой глины (порода N 1), используемой для приготовления промывочных жидкостей, каолинитовой глины (порода N 2) и глины смешанного состава (порода N 3), отобранной из фильтрата бурового раствора при вскрытии продуктивных песчаников на Тевлинском месторождении (Когалымская группа месторождений, Западная Сибирь). Laboratory experiments were carried out with samples of montmorillonite clay (rock N 1) used to prepare flushing liquids, kaolinite clay (rock N 2) and clay of mixed composition (rock N 3), taken from drilling mud filtrate during the discovery of productive sandstones in the Tevlinskoye field (Kogalymskaya group of deposits, Western Siberia).

Порода N 1 представлена монтмориллонитовой глиной Саригюхского месторождения (Республика Армения). В составе породы преобладает монтмориллонит, присутствуют также смешанно-слойные образования типа гидрослюда-монтмориллонит. Примеси представлены неглинистыми минералами кальцит, гипс, полевой шпат и др. The rock N 1 is represented by montmorillonite clay of the Sarigyukh deposit (Republic of Armenia). Montmorillonite predominates in the composition of the rock; mixed-layer formations such as hydromica-montmorillonite are also present. Impurities are represented by non-clay minerals calcite, gypsum, feldspar, etc.

Порода N 2 представлена каолинитовой глиной Глуховецкого месторождения. В составе породы преобладает каолинит, установлено также наличие примесей глинистых минералов (монтмориллонит, глауконит) и неглинистых минералов (плагиоклаз, кварц, кальцит и др.). Rock N 2 is represented by kaolinite clay of the Glukhovetsky deposit. The kaolinite predominates in the composition of the rock; the presence of clay minerals (montmorillonite, glauconite) and non-clay minerals (plagioclase, quartz, calcite, etc.) is also found.

Порода N 3 состоит преимущественно из монтмориллонита, гидрослюды, хлорита со значительной примесью каолинита. Неглинистые минералы представлены пиритом, кальцитом, кварцем, полевым шпатом. The rock N 3 consists mainly of montmorillonite, hydromica, chlorite with a significant admixture of kaolinite. Non-clay minerals are represented by pyrite, calcite, quartz, feldspar.

Для определения эффективности воздействия различных технологий реагентных обработок проводили обработку глинопорошков используемых пород следующими растворами: бикарбонат натрия (8% ), бисульфат натрия (10%) и последовательная обработка образцов растворами бикарбоната натрия (8%) бисульфата натрия (10%) и бисульфата натрия (10%) и бикарбоната натрия (8%). To determine the effectiveness of the impact of various reagent treatment technologies, the clay powders of the rocks used were treated with the following solutions: sodium bicarbonate (8%), sodium bisulfate (10%) and sequential processing of samples with solutions of sodium bicarbonate (8%) sodium bisulfate (10%) and sodium bisulfate ( 10%) and sodium bicarbonate (8%).

Масса сухой навески породы 10 г, объем раствора 300 мл. Время обработки на шутель-аппарате не менее 4 ч. После обработки твердую фазу отделяли от фильтрата, высушивали до постоянного веса и определяли весовые потери образца. The dry weight of the sample is 10 g, the volume of the solution is 300 ml. The processing time on the shuttle apparatus is at least 4 hours. After processing, the solid phase was separated from the filtrate, dried to constant weight and the weight loss of the sample was determined.

Результаты опытов представлены в табл.1. The results of the experiments are presented in table 1.

Из представленных данных видно, что обработка глинистых образований смешанного минералогического состава по предлагаемой технологии (опыт 4) дает наилучшие результаты. From the presented data it is seen that the processing of clay formations of mixed mineralogical composition according to the proposed technology (experiment 4) gives the best results.

П р и м е р 1. Скважина диаметром 140 мм пробурена на глубину 2075 м, эффективная мощность пласта 7,2 м, из которых 2,3 м в верхней части разреза представлены высокопроницаемыми песчаниками по сравнению с песчаниками, расположенными в нижней части разреза. Дебит скважины до обработки составлял 7,4 т/сут. PRI me R 1. A well with a diameter of 140 mm was drilled to a depth of 2075 m, the effective thickness of the formation is 7.2 m, of which 2.3 m in the upper part of the section are highly permeable sandstones compared to sandstones located in the lower part of the section. The well production rate before treatment was 7.4 t / day.

Готовят 4,2 м³ технологического раствора, содержащего 8% бикарбоната натрия и 0,5% ПАВ задавливают его в пласт и выдерживают 4 ч, после чего удаляют из скважины совместно с кольматирующими образованиями. Далее готовят 2 м³ аналогичного раствора и закачивают его в пласт при аэрации (степень аэрации 1-1,5) сжатым воздухом, подаваемым от компрессора, в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине (2,3 м: 4,9 м х 4,2 м³ 1,97 м³). Затем в скважину закачивают первый технологический раствор, выдерживают его в пласте не менее 4 ч, после чего скважину промывают и осваивают. Дебит скважины после обработки составил 13,7 т/сут, что соответствует гидродинамическим параметрам пласта.Prepare 4.2 m ^{3 of a} technological solution containing 8% sodium bicarbonate and 0.5% surfactant, crush it into the formation and incubate for 4 hours, after which it is removed from the well together with the clogging formations. Next, prepare 2 m ^{3 of a} similar solution and pump it into the reservoir during aeration (aeration degree 1-1.5) with compressed air supplied from the compressor in a volume equal to the ratio of the thicknesses of high permeability and low permeability layers (2.3 m: 4, 9 mx 4.2 m ³ 1.97 m ³ ). Then, the first technological solution is pumped into the well, kept in the formation for at least 4 hours, after which the well is washed and mastered. The well production rate after treatment was 13.7 tons / day, which corresponds to the hydrodynamic parameters of the formation.

П р и м е р 2. Скважина диаметром 140 мм пробурена на глубину 2135 м, эффективная мощность пласта 8,5, из которых 3,3 м в верхней части разреза представлены высокопроницаемыми песчаниками по сравнению с песчаниками, расположенными в нижней части разреза. Дебит скважины до обработки составлял 5,3 т/сут. PRI me R 2. A well with a diameter of 140 mm was drilled to a depth of 2135 m, the effective thickness of the formation is 8.5, of which 3.3 m in the upper part of the section are represented by highly permeable sandstones compared to sandstones located in the lower part of the section. The well production rate before treatment was 5.3 tons / day.

Готовят 5 м³ технологического раствора, содержащего 8% бикарбоната натрия и 0,5% ПАВ, задавливают его в пласт и выдерживают 4 ч, после чего удаляют из скважины совместно с кольматирующими образованиями. Далее готовят 3,2 м³ раствора, содержащего 8% бикарбоната натрия и 1% пенообразующего ПАВ, закачивают его в пласт при аэрации (степень аэрации 1-1,5) сжатым воздухом в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине (3,3 м: 5,2 м х 5 м³ 3,17 м³), затем в скважину задавливают первый технологический раствор и выдерживают его не менее 4 ч.Prepare 5 m ^{3 of a} technological solution containing 8% sodium bicarbonate and 0.5% surfactant, crush it into the formation and incubate for 4 hours, after which it is removed from the well together with the clogging formations. Next, prepare a 3.2 m ³ solution containing 8% sodium bicarbonate and 1% foaming surfactant, pump it into the reservoir during aeration (degree of aeration 1-1.5) with compressed air in a volume equal to the thickness ratio of high permeability and low permeability layers ( 3.3 m: 5.2 mx 5 m ³ 3.17 m ³ ), then the first technological solution is crushed into the well and kept for at least 4 hours.

Скважину промывают и осваивают. Дебит скважины определился равным 7,7 т/сут, что не соответствует гидродинамическим параметрам пласта. The well is washed and mastered. The well production rate was determined equal to 7.7 tons / day, which does not correspond to the hydrodynamic parameters of the formation.

Далее готовят 5 м³ технологического раствора, содержащего 10% бисульфата натрия и 0,7% ПАВ, закачивают его в пласт и выдерживают не менее 4 ч, после чего удаляют из скважины совместно с кольматирующими образованиями. Готовят 3,2 м³ раствора, содержащего 10% бисульфата натрия и 2% пенообразующего ПАВ. Раствор закачивают в пласт при аэрации (степень аэрации 1-1,5) сжатым воздухом в объеме, равном соотношению мощностей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков по толщине, затем в скважину продавливают технологический раствор, содержащий 10% бисульфата натрия и 0,7% ПАВ с последующим удалением продуктов реакции. После чего скважину осваивают пенной системой. Дебит скважины составил 16,1 т/сут, что соответствует гидродинамическим параметрам пласта.Next, prepare 5 m ^{3 of a} technological solution containing 10% sodium bisulfate and 0.7% surfactant, pump it into the formation and incubate for at least 4 hours, after which it is removed from the well together with the clogging formations. Prepare 3.2 m ^{3 of a} solution containing 10% sodium bisulfate and 2% foaming surfactant. The solution is pumped into the reservoir during aeration (aeration degree 1-1.5) with compressed air in a volume equal to the ratio of the thicknesses of high permeability and low permeability layers, then a technological solution containing 10% sodium bisulfate and 0.7% surfactant is pushed into the well, followed by removal of reaction products. After that, the well is mastered with a foam system. The well production rate was 16.1 t / day, which corresponds to the hydrodynamic parameters of the formation.

В табл.2 представлены сведения об остальных примерах реализации изобретения (примеры 3-5) и прототипа (пример 6). Table 2 presents information about the remaining examples of the invention (examples 3-5) and prototype (example 6).

Эффективность внедрения изобретения иллюстрируется данными табл.3. The effectiveness of the implementation of the invention is illustrated in table.3.

Скважины, обработанные по примерам 1-5, после обработки приобретают проектный дебит, в то время как обработка по прототипу не приводит к получению проектного дебита. Wells processed according to examples 1-5 after processing acquire a project flow, while processing according to the prototype does not lead to a project flow.

Claims

METHOD FOR PROCESSING THE FORMATION, including sequential injection of aerated solution into the formation, pumping it with compressed air in a volume that provides the necessary coverage of the formation, and the technological solution with subsequent removal of reaction products and well development, characterized in that the technological solution is pre-crushed before the aerated solution is pumped into the formation , destroying clay mudding formations in the reservoir, holding it for at least 4 hours and removing reaction products, and as an aerated solution, pre-aerated technological solution is used, which destroys clay clogging formations, and squeezing is carried out with compressed air in an amount equal to the thickness ratio of high-permeability and low-permeability interlayers, then the operations are repeated, while a composition containing hydrocarbonates is used as a technological solution that destroys clay-clad formations monovalent metals or oxygen-containing sulfur compounds, surfactants and water in the following ratio of components s, wt.%:
Monovalent metal bicarbonates or oxygen-containing sulfur compounds - 5.0 - 12.0
Surfactant - 0.5 - 2.0
Water - Else