RU2160827C1 - Способ вторичного вскрытия пласта - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к горной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин. Обеспечивает увеличение гидропроводности пласта, расширение арсенала средств для улучшения дебита скважины без увеличения реагентов. Сущность изобретения: способ включает формирование в зоне перфорации скважины первой ванны реагента-разглинизатора, выдержку, удаление первой ванны, далее - продавливание реагента-стабилизатора в пласт и формирование в зоне перфорации второй ванны реагента-стабилизатора, выдержку, удаление второй ванны промывкой. После формирования в зоне перфорации первой ванны реагента-разглинизатора его продавливают в пласт. Удаление первой ванны осуществляют вытеснением водой раствора-разглинизатора вверх из скважины и ее промывкой водой. Сохраняют вытесненный раствор-разглинизатор. Удаление второй ванны осуществляют промывкой водой в смеси с сохраненным раствором-разглинизатором при концентрации смеси, соответствующей рН от 7 до 14. 7 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к горной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, вскрывающих продуктивные пласты и предназначенных для добычи углеводородов, различных типов вод и растворов химических соединений, а также закачки в пласты технологических агентов и отходов производства.

Кольматация призабойной зоны пласта возникает на стадии бурения продуктивного пласта, когда глинистые минералы перекрывают каналы движения жидкости, уменьшают проницаемость зоны пласта примыкающей к скважине, и, как следствие, приводят к уменьшению дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Эффект кольматации может также иметь место при взаимодействии глинистых минералов с пресной водой или водой с содержанием и составом солей, отличающимся от содержания и состава солей в пластовой воде. В этих случаях возникает так называемый эффект набухания глинистых минералов, т.е. увеличения их объема.

Кольматация продуктивных интервалов наблюдается даже в том случае, если бурение проводят с использованием промывочных растворов, не содержащих в своем составе глинистых минералов. Глинистые минералы переходят в промывочный раствор в процессе бурения вышележащих пород, содержащих глины.

При проведении перфорации из-за возникновения высокого давления как глинистые частицы, так и фильтрат бурового раствора проникают в поры и микротрещины продуктивного пласта, а на его прискваженной поверхности образуется уплотненный, слабо проницаемый или вообще практически непроницаемый слой глины, обычно называемый глинистой коркой.

Это явление, как правило, является основной причиной, того, что реальные дебиты скважин оказываются ниже, чем расчетные, получаемые на основании данных по свойствам коллектора и насыщающих его жидкостей, а также величин забойных и пластовых давлений. В ряде случаев скважины вообще не удается освоить в течение нескольких лет, несмотря на многочисленные ремонты, включающие кислотные обработки, свабирование и т. д. Аналогичная ситуация возникает иногда при глушении скважин пресной водой или водой с низкой минерализацией.

Имеется ряд технических решений, направленных на уменьшение отрицательного влияния кольматирующего эффекта.

Известны различные способы вторичного вскрытия пласта при разном соотношении пластового давления залежи и давлении на забое, такие как перфорация при депрессии, при репрессии и равновесном состоянии. При конкретных геолого-физических условиях используют такой метод, который, с одной стороны, предотвращает возможность создания аварийной ситуации на скважине и, с другой, понижает кольматирующее воздействие.

Известен способ вторичного пласта, включающий заполнение интервала перфорации перфорационной жидкостью и проведение перфорации, закачку в перфорационную зону раствора реагента-разглинизатора, промывку, освоение скважины, нагнетание в пласт реагента-стабилизатора, причем в качестве перфорационной жидкости используют раствор реагента-стабилизатора (1).

Ограничением способа является то, что глинистые частицы удаляются из пор пласта только путем их выноса фильтрующейся жидкостью. Очевидно, что в связи с тем, что размеры глинистых частиц соизмеримы с размерами пор, их удаление малоэффективно. Кроме того, нагнетание реагента-стабилизатора глин в пласт после освоения скважины приводит к увеличению трудоемкости работ: возрастанию количества операций по спуску и подъему насосно-компрессорных труб (НКТ), монтажу и демонтажу насоса и т.д.

Наиболее близким является способ вторичного вскрытия пласта (способ реагентной разглинизации скважин), включающий формирование в зоне перфорации скважины первой ванны реагента-разглинизатора в виде водного раствора кислой соли щелочного металла, ее выдержку, удаление первой ванны, последующее продавливание реагента-стабилизатора в виде водного раствора кислоты с хлоридом в пласт и формирование в зоне перфорации второй ванны реагента-стабилизатора, ее выдержку, удаление второй ванны промывкой и последующее освоение скважины (2).

Ограничением этого способа является недостаточная эффективность разглинизации скважин при содержании глин в коллекторе от 6 до 15% и, как следствие, уменьшение дебита, относительно высокий износ используемого оборудования из-за непосредственного вытеснения первой ванны реагента-разглинизатора реагентом-стабилизатором - водным раствором соляной кислоты с хлористым калием в процессе формирования второй ванны, а также удаление второй ванны только промывкой водой.

Решаемая изобретением задача - повышение эффективности разглинизации скважин при высоком содержании глин в порах коллектора, снижение трудоемкости и повышение технико-эксплуатационных характеристик используемого оборудования.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, - увеличение гидропроводности пласта, расширение арсенала используемых средств для улучшения дебита скважины без увеличения используемых реагентов.

Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата в известном способе вторичного вскрытия пласта, включающем формирование в зоне перфорации скважины первой ванны реагента-разглинизатора в виде водного раствора кислой соли щелочного металла, ее выдержку, удаление первой ванны, последующее продавливание реагента-стабилизатора в виде водного раствора кислоты с хлоридом в пласт и формирование в зоне перфорации второй ванны реагента-стабилизатора, ее выдержку, удаление второй ванны промывкой, и последующее освоение скважины, согласно изобретению после формирования в зоне перфорации первой ванны реагента-разглинизатора его продавливают в пласт, удаление первой ванны осуществляют вытеснением водой раствора-разглинизатора вверх из скважины и ее промывкой водой, при этом сохраняют вытесненный раствор-разглинизатор, удаление второй ванны осуществляют промывкой водой в смеси с сохраненным растовором-разглинизатором при концентрации смеси, соответствующей pH от 7 до 14.

Возможны дополнительные варианты осуществления способа, в которых целесообразно, чтобы:
- выдержку первой ванны осуществляли в течение не менее 14 часов;
- перед выдержкой первой ванны осуществляли перфорацию, а в качестве перфорационной жидкости использовали реагент-разглинизатор;
- для первой ванны реагента-разглинизатора использовали водный раствор кислой соли щелочного металла;
- в качестве реагента-разглинизатора использовали водный раствор бикарбоната натрия в концентрации от 6 до 14 мас.%, а выдержку первой ванны осуществляли от 18 до 20 часов;
- для второй ванны реагента-стабилизатора используют водный раствор кислоты с хлоридом;
- в качестве реагента-стабилизатора использовали водный раствор соляной кислоты в концентрации от 11 до 18 мас.% с хлористым калием в концентрации от 2 до 4 мас.%;
- выдержку второй ванны реагента-стабилизатора осуществляли в течение не менее 4 часов;
- при удалении второй ванны концентрация смеси соответствует pH от 8 до 11.

Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются лучшим вариантов его осуществления с приведением примера используемых режимов для вторичного вскрытия пласта.

В отличие от известного способа после проведения перфорации в среде реагента-разглинизатора его продавливают в призабойную зону пласта (ПЗП), что является особенностью изобретения и позволяет наиболее эффективно осуществить взаимодействие реагента-разглинизатора с глинистыми частицами. В результате продавливания реагента-разглинизатора в ПЗП глинистые минералы там диспергируются, а дальнейшее удаление их осуществляется за счет растворения и выноса. Устанавливают первую ванну реагента-разглинизатора, удлиняя ее выдержку в течение не менее 14 часов в отличие от известного способа, в котором ванна выдерживается 10 часов, что, как показали исследования, позволяет повысить эффективность разглинизации при высоком содержании глин в коллекторе более 6%. Кроме того, при более низком содержании глин такое увеличение выдержки первой ванны, как показали испытания, позволяет значительно повысить в дальнейшем воздействие реагента-стабилизатора на общий процесс вскрытия пласта.

В качестве реагента-разглинизатора может использоваться раствор бикарбоната натрия или любой другой реагент-разглинизатор, например, растворы хлористого аммония, кислого сернокислого натрия, перекиси водорода и т.д.

Далее скважину промывают водой, при этом вытесняя водой реагент-разглинизатор на дневную поверхность и сохраняя его.

Устанавливают вторую ванну с реагентом-стабилизатором. В качестве второй ванны используют кислотную ванну с хлористым калием, продавливают кислоту в ПЗП, выдерживают ее там для прохождения реакции с глинистыми диспергированными частицами. Хлористый калий, не влияя на реакцию кислоты с диспергированными частицами глинистых минералов, предотвращает набухание глинистых минералов при контакте с пресной или слабо минерализованной водой при последующих ремонтах. Однако заявленный способ не исключает использование в качестве реагентов-стабилизаторов и других известных растворов.

Дополнительно в отличие от известного способа концентрацию соляной кислоты HCl увеличивают до 11-16 мас.% вместо 6-10 мас.%, а содержание хлористого калия увеличивают до величин не менее 4 мас.%. Такое увеличение концентрации соляной кислоты позволяет дополнительно улучшить растворение диспергированных частиц, не подвергшихся воздействию указанным первым реагентом-разглинизатором, а увеличение количества хлористого калия позволяет существенно улучшить одновременную стабилизацию глинистых минералов, не подвергнувшихся диспергации по каким-либо причинам, например, из-за значительной толщины слоя минерала или малой, недостаточной для осуществления реакции, концентрации реагента на границе твердой и жидкой фаз "глинистый минерал - раствор реагента".

Время выдержки второй ванны реагента-стабилизатора увеличивают по сравнению с ближайшим аналогом с 1 часа до 4 часов, что обусловлено малой скоростью движения реагентов в пористой среде при диффузионном механизме массобмена.

Удаление диспергированных глинистых частиц из ПЗП при реализации этого способа, происходящее не только за счет выноса их жидкостью при фильтрации ее к забою скважины, но и в результате химического взаимодействия их с кислотой, в результате чего достигается более полная очистка коллектора от глинистых минералов и, как следствие, проницаемость ПЗП также становится более высокой. Поэтому и увеличение дебита при использовании данной технологии существенно выше.

Особенностью настоящего изобретения является повторное использование части реагента-разглинизатора для удаления второй ванны. Для этого скважину промывают водой в смеси с сохраненным растовором-разглинизатором при концентрации смеси, соответствующей реакции pH от 7 до 14. Включение в технологический цикл промывки скважины раствором со слабо щелочной реакцией с одной стороны продолжает цикл воздействия на глинистые минералы путем обработки их растворами с различными pH, а, с другой, позволяет нейтрализовать оставшуюся кислоту, наличие которой приводит к активной коррозии каната или геофизического кабеля при проведении свабирования или проведения геофизических или гидродинамических исследований. Понятно, что, кроме того, скважина может быть предварительно промыта водой непосредственно перед введением слабо щелочного раствора или после его введения.

Способ осуществляется следующим образом.

В скважину спускают НКТ до глубины ниже продуктивных интервалов, которые предполагается перфорировать. На устье скважины приготавливают раствор реагента разглинизатора необходимых концентрации и объема. Устанавливают первую ванну реагента-разглинизатора против продуктивного пласта, закачивая его по НКТ с таким расчетом, чтобы уровень раствора в НКТ и в затрубном пространстве (пространство между колонной и НКТ) был одинаковым. Поднимают НКТ. Спускают перфоратор и производят вскрытие продуктивного пласта. Продавливают часть раствора реагента-разглинизатора в ПЗП. Поднимают перфоратор. Осуществляют выдержку первой ванны реагента-разглинизатора в ПЗП для того, чтобы произошла реакция раствора с глинистыми минералами. Спускают НКТ на глубину ниже нижних отверстий перфорации. Вытесняют раствор реагента-разглинизатора из скважины и помещают его в емкость для последующего использования в качестве раствора со слабощелочной реакцией. Устанавливают вторую ванну реагента-стабилизатора, для чего в раствор кислоты предварительно добавляют хлорид - стабилизатор глин. Вторую ванну выдерживают для прохождения реакции. Затем скважину промывают пластовой водой и затем раствором со слабо щелочной реакцией. Скважину осваивают и передают в эксплуатацию.

Пример.

Скважина имеет диаметр 146 мм. Искусственный забой 2200 м. Продуктивный пласт 2150 - 2160 м. НКТ 73 мм.

В скважину спускают НКТ до глубины 2170 - 2175 м. В цементировочном агрегате ЦА-320М приготавливают 5 куб. м раствора реагента-разглинизатора, для чего в пресной воде предварительно нагретой до 40-50^oC растворяют 400 кг бикарбоната натрия. Агрегат соединяют с НКТ, после чего раствор бикарбоната натрия закачивают в НКТ при открытой затрубной задвижке. После этого устанавливают на забое скважины первую ванну раствора бикарбоната натрия путем продавливания последнего водой в объеме 5,2 куб. м.

Поднимают НКТ. Спускают перфоратор и проводят перфорацию. Кроме того, перфорация может быть осуществлена и до установки первой ванны раствора бикарбоната натрия в обычной среде: пресной или минерализованной воде, глинистом растворе и т.д. Поднимают перфоратор. Закачивают в скважину 3 куб. м, продавливая, таким образом, в ПЗП 3 куб. м раствора бикарбоната натрия. Осуществляют выдержку для протекания реакции не менее 14 часов. Как показали исследования, наиболее целесообразно осуществлять выдержку первой ванны в интервале 18-20 часов. Спускают НКТ до глубины 2170 - 2175 м. После этого промывают скважину водой объемом 20 куб. м, закачивая воду в НКТ при открытой затрубной задвижке. Раствор бикарбоната натрия, поступающий из затрубного пространства скважины, помещают в емкость или автоцистерну.

Используя агрегат для закачки кислоты, продавливают в НКТ при открытой затрубной задвижке 11-18% раствор соляной кислоты с хлористым калием концентрацией 2-4% в объеме 5 куб. м. Устанавливают вторую ванну, для чего в НКТ закачивают 2,5 куб. м воды при открытой затрубной задвижке и доводят солянокислотный раствор до забоя. Закрывают затрубную задвижку и продавливают 3,5 куб. м реагента-стабилизатора в ПЗП путем закачки такого же количества воды в НКТ. Приостанавливают работы на 4 часа для выдержки второй ванны и протекания реакции кислоты и хлористого калия с глинистыми минералами.

Скважину промывают последовательно водой и водным раствором бикарбоната натрия, имеющим слабощелочную реакцию. Как показали испытания, наиболее целесообразно удаление второй ванны осуществлять при концентрации смеси, соответствующей реакции pH от 8 до 11.

Далее скважину осваивают традиционными методами, например, методом свабирования.

Проведение заявленных технологических операций позволяет не только увеличивать дебит вводимых в эксплуатацию скважин на 50% и более, но даже вводить в действующий фонд скважины, которые не удавалось освоить традиционными методами в течение нескольких лет.

Таким образом, предложенный способ вторичного вскрытия пласта позволяет за счет более полной очистки призабойной зоны от кольматирующих глинистых минералов получать более высокий дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, а также вводить в строй действующих скважины, которые при использовании традиционных методов, освоить не удается.

Наиболее успешно заявленный способ вторичного вскрытия пласта промышленно применим в нефтегазовой промышленности при введении в эксплуатацию заглинистых скважин.

Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 1707191, E 21 B 43/11, опубл. 23.01.92.

2. Патент Российской Федерации N 2120546, E 21 В 43/27, опубл. 20.10.98.

Claims (8)

1. Способ вторичного вскрытия пласта, включающий формирование в зоне перфорации скважины первой ванны реагента-разглинизатора, ее выдержку, удаление первой ванны, последующее продавливание реагента-стабилизатора в пласт и формирование в зоне перфорации второй ванны реагента-стабилизатора, ее выдержку, удаление второй ванны промывкой и последующее освоение скважины, отличающийся тем, что после формирования в зоне перфорации первой ванны реагента-разглинизатора его продавливают в пласт, удаление первой ванны осуществляют вытеснением водой раствора-разглинизатора вверх из скважины и ее промывкой водой, при этом сохраняют вытесненный раствор-разглинизатор, удаление второй ванны осуществляют промывкой в смеси с сохраненным раствором-разглинизатором при концентрации смеси, соответствующей реакции рН от 7 до 14.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выдержку первой ванны осуществляют в течение не менее 14 ч.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед выдержкой первой ванны дополнительно осуществляют перфорацию, а в качестве перфорационной жидкости используют реагент-разглинизатор.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для первой ванны реагента-разглинизатора используют водный раствор кислой соли щелочного металла.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в качестве реагента-разглинизатора используют водный раствор бикарбоната натрия в концентрации 6 - 14 мас.%, а выдержку первой ванны осуществляют 18 - 20 ч.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что для второй ванны реагента-стабилизатора используют водный раствор кислоты с хлоридом.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что в качестве реагента-стабилизатора используют водный раствор соляной кислоты в концентрации 11 - 18 мас.% с хлористым калием в концентрации 2 - 4 мас.%.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что выдержку второй ванны реагента-стабилизатора осуществляют в течение не менее 4 ч.