RU2261323C1 - Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения продуктивности скважины, снижения сроков проведения способа, снижения коррозионного воздействия отработанного кислотного раствора, уменьшения расхода используемых реагентов, удаления отработанного кислотного раствора из ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта и в зоне зумпфа. В способе обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, включающем формирование ванны путем закачивания водного раствора соляной кислоты в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и продавливания его на забой, выдержку и удаление ванны, последовательное закачивание и продавливание по НКТ в пласт водных растворов соляной кислоты и глинокислоты и удаление отработанного кислотного раствора, при формировании ванны используют водный раствор соляной кислоты 2-4%-ной концентрации в объеме, выбранном из условия, приведенного в расчетной формуле, а при последовательном закачивании и продавливании по НКТ в пласт используют водный раствор соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и водный раствор глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и плавиковой кислоты 1-3%-ной концентрации, причем водный раствор соляной кислоты закачивают в виде двух порций в объеме 0,03-0,10 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта каждая, а между ними закачивают водный раствор глинокислоты в объеме 0,08-0,18 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, при этом продавливание на забой и продавливание по НКТ в пласт указанных растворов кислот осуществляют газообразным агентом, закачиваемым в трубное пространство, выбранным из группы: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, причем после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ закачивают указанный газообразный агент в трубное и затрубное пространство НКТ, продолжая продавливание последним указанных растворов кислот по НКТ и обеспечивая постоянный расход газообразного агента, закачиваемого как в трубное, так и затрубное пространство НКТ с общим объемом 16-31 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, а перед удалением отработанного кислотного раствора дополнительно вводят в скважину твердый пенообразователь без газообразующего агента, при этом после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ отбирают из зоны зумпфа скважины пробу отработанного кислотного раствора, анализируют на остаточную концентрацию соляной кислоты и наличие ионов трехвалентного железа, вводят в скважину твердый пенообразователь с газообразующим агентом, количество стержней указанных пенообразователей определяют по расчетным формулам. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з. п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны терригенного пласта (ПЗТП) газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Схема проведения солянокислотной обработки в газовых скважинах отлична от проведения ее в нефтяных скважинах, так как кислота, поступая в нефтяной пласт, должна частично или полностью оттеснить нефть от забоя и занять ее место для реакции с породой, что предполагает корректировку технологии, в частности, проведения обработки при более высоком давлении. В газовых скважинах ввиду легкой подвижности газа и его сжимаемости кислотный раствор легко фильтруется по высокопроницаемым пропласткам вглубь пласта даже при небольших репрессиях, что приводит к неравномерной обработке и снижению эффективности очистки наиболее загрязненной призабойной зоны. Кроме того, в газовых скважинах пластовой энергии для полной очистки призабойной зоны пласта от кольматирующих образований и удаления отработанного кислотного раствора оказывается недостаточно, ввиду чего необходимо проведение операций, облегчающих очистку призабойной зоны пласта. В нефтяных скважинах сам жидкий флюид, поступающий из пласта в скважину способствует эффективной очистке призабойной зоны пласта.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известен способ кислотной обработки терригенных коллекторов, включающий предварительную промывку, закачивание глинокислоты и последующую промывку (см. а.с. СССР №1297540 от 22.07.85 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №13, 1999 г.). Предварительную и последующую промывку осуществляют смесью спирта и кислоты при соотношении 1:1. Последующую промывку ведут из пласта в скважину. Соотношение смеси спирта и кислоты и глинокислоты изменяется от 2:1 до 3:1. Глинокислота состоит из смеси фтористоводородной кислоты 3-10%-ной концентрации и соляной кислоты 10-15%-ной концентрации, продавку смесей в скважину осуществляют газом и др.

Недостатком известного способа является неэффективность способа. Это обусловлено следующими причинами: в способе используют раствор соляной кислоты 10-15%-ной концентрации, который без предварительного формирования ванны, приводящей к разрушению коагуляционных контактов полимер-глинистых частиц остатков бурового раствора, вызывает высаливание и флокуляцию поверхностных слоев полимер-глинистых частиц остатков бурового раствора, препятствует разрушению коагуляционных контактов между полимер-глинистыми частицами остатков бурового раствора и образованию фильтрационных каналов, и резко замедляет или полностью блокирует проникновение кислотных растворов внутрь закольматированной ПЗТП, не обеспечивает их равномерного распределения внутри указанной зоны и как следствие - равномерной ее обработки. Вследствие этого не происходит: взаимодействие кислотного раствора с набухшей под действием фильтрата бурового раствора глинистой составляющей слабосцементированного терригенного пласта, снижение ее набухания, удаление водной фазы фильтрата бурового раствора, так как зона проникновения фильтрата бурового раствора расположена глубже зоны проникновения полимер-глинистых частиц остатков бурового раствора. Ввиду этого, не происходит достаточно полного удаления кольматирующих образований органического и неорганического состава. Выдержка больших объемов с высокой концентрацией плавиковой кислоты в ее составе в ПЗТП не менее одного часа, приводит к разрушению скелета пород слабосцементированного терригенного пласта и выпадению в осадок вторичных продуктов реакции. Вышесказанное обуславливает незначительное повышение продуктивности скважины. Использование больших объемов промывочного раствора и глинокислоты в скважинах в условиях АНПД увеличивает сроки проведения способа, так как увеличиваются сроки восстановления газонасыщенности вокруг ствола скважины. Происходит скапливание отработанного кислотного раствора в стволе скважины, что приводит к созданию на забое скважины среды с повышенной коррозионной активностью, то есть к коррозионному воздействию, а также увеличивает сроки удаления отработанного кислотного раствора, что в свою очередь повышает сроки проведения способа. Кроме того, в способе повышен расход используемых реагентов;

- известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачивание раствора кислоты в насосно-компрессорные трубы (НКТ) при закрытом затрубном пространстве, продавливание раствора кислоты на забой скважины энергией сжатого газа затрубного пространства путем сообщения затрубного и трубного пространств скважины до стабилизации давления в затрубном и трубном пространствах (см. а.с. СССР №1723315 от 25.09.89 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №12, 1992 г.). После чего одновременно в затрубное и трубное пространство закачивают продавочную жидкость, при этом газ сжимается до давления, равного давлению начала фильтрации жидкости в пласт, и продавливают кислотный раствор в пласт.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность способа. Это обусловлено следующими причинами: при продавливании кислотного раствора в неравномерно закольматированные полимер-глинистыми частицами остатков бурового раствора пласты используют продавочную жидкость. Происходит поглощение не только кислотного раствора, газового буфера, но и частично продавочной жидкости высокопроницаемыми незакольматированными пропластками, так как большой объем последней 8,5 м³ в условиях АНПД создаст значительную репрессию на пласт и не обеспечит равномерной обработки низкопроницаемой закольматированной ПЗТП. Кроме того, вследствие неравномерной обработки ПЗТП не происходит: взаимодействия кислотного раствора с набухшим под действием фильтрата бурового раствора глинистой составляющей терригенного пласта, снижения ее набухания и удаления водной фазы фильтрата бурового раствора из ПЗТП, так как зона проникновения фильтрата бурового раствора расположена глубже зоны проникновения полимер-глинистых частиц остатков бурового раствора. Ввиду этого, не происходит достаточно полного удаления кольматирующих образований органического и неорганического состава. Большое время выдержки кислотных растворов в пласте - 12 часов, приводит к увеличению сроков проведения способа. К увеличению сроков проведения способа также приводит использование в качестве продавочного агента жидкости, так как происходит оттеснение пластового газа вглубь пласта кислотным и продавочным растворами и резкого снижения газонасыщенности вокруг ствола скважины, что в условиях АНПД значительно увеличивает сроки восстановления газонасыщенности вокруг ствола скважины и удаление отработанного кислотного раствора. Объема газового буфера в пластовых условиях явно недостаточно для поддержания газонасыщенности в ПЗТП. Использование водного раствора соляной кислоты 5%-ной концентрации снижает скорость и степень разрушения коагуляционных контактов между полимер-глинистыми частицами остатков бурового раствора, а следовательно, количество фильтрационных каналов в закольматированной ПЗТП, не снижает набухание глинистой составляющей терригенного пласта, не разрушает кольматирующие образования органического и неорганического состава, и как следствие, не обуславливает повышение продуктивности скважины. Использование в качестве продавочного агента жидкости вызывает необходимость проведения дополнительной трудоемкой операции по освоению скважины, так как прежде, чем удалить отработанный кислотный раствор из пласта, необходимо удалить из ствола скважины продавочную жидкость. В скважинах в условиях АНПД освоение проводят с помощью аэрации столба продавочной жидкости в стволе скважины. В процессе вытеснения аэрированного столба жидкости из скважины также произойдет его частичное поглощение и разбавление отработанного кислотного раствора. Кроме того, низкие скорости восходящего потока в скважине в условиях АНПД приводят к скапливанию отработанного кислотного раствора в стволе скважины, и как следствие, увеличивают сроки удаления отработанного кислотного раствора, и тем самым увеличивают сроки проведения способа. В зоне зумпфа происходит скапливание отработанного кислотного раствора, который не удаляется из зумпфа, что приводит к созданию на забое среды с повышенной коррозионной активностью, то есть коррозионному воздействию.

- в качестве прототипа выбран способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях АНПД, включающий формирование ванны путем закачивания водного раствора соляной кислоты 12-15%-ной концентрации в НКТ в объеме вскрытой эффективной толщины пласта, продавливание его на забой энергией сжатого газа затрубного пространства путем сообщения затрубного и трубного пространств (см. Временная инструкция по кислотной обработке газоносных пластов. М.: ВНИИгаз, НВНИИГГ, УкрНИИгаз, 1970, с.5-21). Выдерживают ванну в течение 2-4 часов, удаляют ванну. Последовательно закачивают и продавливают по НКТ в пласт водный раствор соляной кислоты 8-10%-ной концентрации в объеме 1,0-3,0 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта и водный раствор глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 8-10%-ной концентрации и плавиковой кислоты 3-5%-ной концентрации в объеме 0,4-1,0 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта жидкостью. Выдерживают указанные растворы кислот в пласте на реагирование в течение 8-12 часов и удаляют отработанный кислотный раствор (освоение).

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность способа. Это обусловлено следующими причинами: при формировании ванны используют водный раствор соляной кислоты 12-15%-ной концентрации. При последующем закачивании кислотных растворов в пласт не происходит их равномерного распределения в закольматированной ПЗТП ввиду того, что водный раствор соляной кислоты указанной концентрации вызывает высаливание и флокуляцию поверхностных слоев полимер-глинистых частиц остатков бурового раствора, препятствует разрушению коагуляционных контактов между полимер-глинистыми частицами остатков бурового раствора и образованию фильтрационных каналов и резко замедляет проникновение кислотных растворов внутрь закольматированной ПЗТП. Это приводит к неполному удалению кольматирующих образований органического и неорганического состава, фильтрации избыточных объемов глинокислоты в высокопроницаемые зоны терригенного пласта, не требующих обработки, и может вызвать усиление растворения цементирующего материала породы и разрушение скелета терригенного пласта и, как следствие, миграцию мелких частиц, вынос песка в ствол скважины, разрушение ПЗТП или ее переуплотнение. Большие объемы используемых реагентов приводят к неоправданному повышенному их расходу. Кроме того, вследствие неравномерной обработки ПЗТП не происходит: взаимодействия кислотных растворов с набухшим под действием фильтрата бурового раствора глинистой составляющей терригенного пласта, снижения ее набухания, удаления водной фазы фильтрата бурового раствора из ПЗТП, так как зона проникновения фильтрата бурового раствора расположена глубже зоны проникновения полимер-глинистых частиц остатков бурового раствора. Ввиду этого, не происходит достаточно полного удаления кольматирующих образований органического и неорганического состава. Использование раствора плавиковой кислоты концентрацией более 3% приводит к разрушению скелета пород терригенного пласта, так как в терригенных пластах песчаные частицы сцеплены между собой цементирующим материалом (глиной и др.). Использование вышеуказанного раствора плавиковой кислоты приведет к растворению цементирующего материала, выносу мелких нескрепленных частиц песка на забой скважины или к переуплотнению частиц пласта, и к снижению проницаемости. Использование в качестве продавочного агента жидкости в скважине в условиях АНПД приводит к созданию высоких репрессий (противодавлений) на пласт, что не только увеличивает степень поглощения кислотных растворов высокопроницаемыми пропластками терригенного пласта, но также вызывает частичное поглощение продавочной жидкости, приводящее к снижению фазовой проницаемости пласта по газу, к разбавлению последней порции кислоты и выпадению в осадок вторичных продуктов реакции вокруг ствола скважины. К выпадению вторичных осадков приводит также выдержка кислотных растворов в ПЗТП в статических условиях вследствие снижения концентрации фторидионов и разбавления кислоты пластовой водой, а также протекания следующих реакций

SiF₄+4H₂O→Si(OH)₄↓+4HF,

3SiF₄+2Н₂O→SiO₂↓+2H₂SiF₆,

H₂SiF₆+2Na⁺→Na₂SiF₆↓+2H⁺,

H₂SiF₆+2К⁺→K₂SiF₆↓+2Н⁺,

Ca²⁺+2F^-→CaF₂↓,

Fe²⁺+2Н₂О→Fe(OH)₂↓+2H⁺,

Fe³⁺+3Н₂O→Fe(ОН)₃↓+3H⁺,

Ионы натрия и калия образуются при разрушении глинистых частиц. Вышесказанное обуславливает недостаточное повышение продуктивности скважины. Большое время выдержки кислотных растворов в пласте - 8-12 часов приводит к увеличению сроков проведения способа. К увеличению сроков проведения способа также приводит использование в качестве продавочного агента жидкости вследствие оттеснения пластового газа вглубь пласта кислотным и продавочным растворами и резкого снижения газонасыщенности вокруг ствола скважины, что в условиях АНПД увеличивает сроки восстановления газонасыщенности вокруг ствола скважины и удаления отработанных кислотных растворов. Использование в качестве продавочного агента жидкости вызывает необходимость проведения дополнительной трудоемкой операции по освоению скважины, так как прежде, чем удалить отработанный кислотный раствор из пласта, необходимо удалить из ствола скважины продавочную жидкость. В скважинах в условиях АНПД освоение проводят с помощью аэрации столба продавочной жидкости в стволе скважины. В процессе вытеснения аэрированного столба жидкости из скважины также произойдет его частичное поглощение и разбавление отработанного кислотного раствора. Кроме того, низкие скорости восходящего потока в скважине в условиях АНПД приводят к скапливанию отработанного кислотного раствора в стволе скважины и, как следствие, удлиняют сроки удаления отработанного кислотного раствора и тем самым увеличивают сроки проведения способа. В скважинах с зумпфом происходит скапливание отработанного кислотного раствора, который не удаляется из зумпфа скважины, что приводит к созданию на забое среды с повышенной коррозионной активностью, то есть коррозионному воздействию.

Технический результат который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения сводится к следующему.

Повышается эффективность способа за счет:

- повышения продуктивности скважины;

- снижения сроков проведения способа;

- снижения коррозионного воздействия отработанного кислотного раствора;

- уменьшения расхода используемых реагентов;

- удаления отработанного кислотного раствора из ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта и в зоне зумпфа.

Повышение продуктивности скважины обусловлено:

- более полным удалением кольматирующих образований органического и неорганического состава, за счет разрушения коагуляционных контактов между полимер-глинистыми частицами остатков бурового раствора, образования многочисленных фильтрационных каналов, равномерного распределения кислотных растворов в закольматированной ПЗТП со снижением набухания глинистой составляющей терригенного пласта и удалением фильтрата бурового раствора;

- предотвращением разрушения скелета пород терригенного пласта;

- предотвращением выпадения в осадок вторичных продуктов реакции. Снижение сроков проведения способа обусловлено:

- исключением операции выдержки кислотных растворов в пласте на реагирование;

- уменьшением срока восстановления газонасыщенности вокруг ствола скважины;

- использованием твердого пенообразователя без газообразующего агента.

Снижение коррозионного воздействия отработанного кислотного раствора обусловлено использованием твердого пенообразователя с газообразующим агентом.

Удаление отработанного кислотного раствора из ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта и в зоне зумпфа обусловлено использованием твердых пенообразователей без и с газообразующим агентом. Уменьшение расхода используемых реагентов обусловлено использованием небольших объемов используемых реагентов.

Технический результат достигается с помощью известного способа обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, включающего формирование ванны путем закачивания водного раствора соляной кислоты в НКТ и продавливания его на забой, выдержку и удаление ванны, последовательное закачивание и продавливание по НКТ в пласт водных растворов соляной кислоты и глинокислоты, и удаление отработанного кислотного раствора. По заявляемому способу при формировании ванны используют водный раствор соляной кислоты 2-4%-ной концентрации в объеме, выбранном из условия

где V_BHCl - объем водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, м³;

V_З - объем зоны зумпфа скважины, м³;

V_C - объем ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта, м³;

Р_ПЛ - пластовое давление, МПа;

D_BH - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

L - толщина стенки НКТ, м;

ρ - плотность водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²,

При последовательном закачивании и продавливании по НКТ в пласт используют водный раствор соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и водный раствор глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и плавиковой кислоты 1-3%-ной концентрации, причем водный раствор соляной кислоты закачивают в виде двух порций в объеме 0,03-0,10 м³ 1 м вскрытой эффективной толщины пласта каждая, а между ними закачивают водный раствор глинокислоты в объеме 0,08-0,18 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта. При этом продавливание на забой и продавливание по НКТ в пласт указанных растворов кислот осуществляют газообразным агентом, выбранным из группы: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, причем после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ закачивают указанный газообразный агент в затрубное пространство НКТ, продолжая продавливание последним указанных растворов кислот по НКТ и обеспечивая постоянный расход газообразного агента, закачиваемого как в трубное, так и затрубное пространство НКТ с общим объемом 16-31 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта. Перед удалением отработанного кислотного раствора дополнительно вводят в скважину твердый пенообразователь без газообразующего агента, количество стержней которого рассчитывают по формуле

где N_ТПО - количество стержней твердого пенообразователя без газообразующего агента, шт;

Z - концентрация поверхностно-активного вещества в отработанном кислотном растворе, находящемся в зоне зумпфа скважины, кг/м³;

m₁ - масса одного стержня твердого пенообразователя без газообразующего агента, кг;

k₁ - массовое содержание поверхностно-активного вещества в стержне твердого пенообразователя без газообразующего агента, доли единицы.

При этом после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ отбирают из зоны зумпфа скважины пробу отработанного кислотного раствора, анализируют на остаточную концентрацию соляной кислоты и наличие ионов трехвалентного железа и рассчитывают количество вводимых в скважину стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом по формуле

где N_ТПОГ - количество стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом, шт;

a, b - стехиометрические коэффициенты уравнения реакции образования газовой фазы при газообразующем агенте и при соляной кислоте соответственно;

M_Г - молекулярная масса газообразующего агента твердого пенообразователя, г/моль;

C₁ - остаточная концентрация соляной кислоты в пробе отработанного кислотного раствора, отобранной из зоны зумпфа скважины, кг/м³;

С₂ - концентрация соляной кислоты, необходимая для предотвращения выпадения ионов железа в осадок, кг/м³;

M_HCl - молекулярная масса соляной кислоты, г/моль;

m₂ - масса одного стержня твердого пенообразователя с газообразующим агентом, кг;

k₂ - массовое содержание газообразующего агента в стержне твердого пенообразователя с газообразующим агентом, доли единицы.

Используют твердый пенообразователь без газообразующего агента следующего состава, мас.%:

Неионогенное поверхностно-активное вещество,
выбранное из группы: ОП-10, Неонол АФ9-12,	32-38
Поливиниловый спирт
или полиоксиэтилен	20-29
Конденсированная сульфит-спиртовая барда	35-42.

Используют твердый пенообразователь с газообразующим агентом следующего состава, мас.%:

Неионогенное поверхностно-активное вещество,
выбранное из группы: ОП-10, Неонол АФ9-12,	30-33
Мочевина	28-34
Газообразующий агент, выбранный из группы: нитрит
натрия, карбонат натрия, карбонат аммония, бикарбонат
натрия, бикарбонат аммония	33-39.

Заявляемый способ соответствует условию «новизны».

При первичном вскрытии высокопроницаемых терригенных пластов газовой скважины в условиях АНПД происходит поглощение и глубокое проникновение в пласт фильтрата и полимер-глинистых частиц остатков бурового раствора. Для их удаления при последующем освоении скважины энергии пласта оказывается недостаточно. Кроме того, полимер-глинистые частицы остатков бурового раствора создают механическую преграду для удаления фильтрата бурового раствора, который проникает намного глубже указанных выше частиц, что в свою очередь вызывает набухание глинистой составляющей терригенного пласта. Сложность удаления полимер-глинистых частиц остатков буровых растворов из ПЗТП связана с тем, что уплотненная сетка коагуляционных контактов между полимер-глинистыми частицами остатков бурового раствора резко замедляет диффузию кислотных растворов, используемых при обработке ПЗТП.

По заявляемому способу при формировании ванны используют водный раствор соляной кислоты 2-4%-ной концентрации. Указанный раствор с низкой концентрацией эффективно, с высокой скоростью разрушает коагуляционные контакты между полимер-глинистыми частицами остатков буровых растворов, не вызывает высаливание и флокуляцию поверхностных слоев: ионы водорода адсорбируются на поверхности частиц и изменяют потенциал поверхностных слоев. В результате чего расклинивающее давление между поверхностными гидратированными слоями соседних полимер-глинистых частиц остатков бурового раствора приобретает положительное значение и частицы отталкиваются. Происходит образование многочисленных фильтрационных каналов в закольматированной ПЗТП. Данные экспериментов о скорости разрушения водными растворами соляной кислоты различной концентрации увлажненных глинистых образцов, предварительно выдерживаемых в течение 30 дней для наращивания коагуляционных контактов между полимер-глинистыми частицами остатков бурового раствора приведены в таблице.

Таблица
№ п/п	Концентрация водного раствора соляной кислоты, %	Иджеванский бентонит		Глинопорошок, модифицированный ПАА
		Время разрушения образца, мин	Скорость разрушения образца, г/мин	Время разрушения образца, мин	Скорость разрушения образца, г/мин
1	2	3	4	5	6
1	1,0	54	0,037	77	0,026
2	2,0	25	0,080	27	0,074
3	3,0	18	0,110	30	0,067
4	4,0	16	0,125	60	0,033
5	5,0	15	0,133	не разрушился
6	6,0	82	0,024	не разрушился
7	7,0	не разрушился		не разрушился
8	16,0	не разрушился		не разрушился

При использовании водного раствора соляной кислоты:

1%-ной концентрации - скорость разрушения образцов низкая;

5%-ной концентрации - не разрушаются образцы из глинопорошка, модифицированного полиакриламидом, происходит высаливание полиакриламида на поверхности образца и блокируется поступление кислотного раствора внутрь образца;

6%-ной концентрации - происходит резкое замедление скорости разрушения образцов иджеванского бентонита;

7%-ной концентрации - образцы не разрушаются, происходит флокуляция глинистых частиц, блокируется поступление кислотного раствора внутрь образца;

16%-ной концентрации - образцы не разрушаются.

Скорость разрушения лимитируется скоростью диффузии кислотного раствора внутрь закольматированной ПЗТП, которая определяется капиллярно-осмотическими процессами в ПЗТП. Объем водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации выбирают из условия. Данный объем обеспечивает равномерное распределение последнего в закольматированной ПЗТП. Равномерное распределение происходит в процессе диффузии указанного раствора соляной кислоты под действием капиллярно-осмотических процессов в ПЗТП, с разрушением коагуляционных контактов между полимер-глинистыми частицами остатков бурового раствора и образованием многочисленных фильтрационных каналов в закольматированной ПЗТП. В случае, если данное условие по выбору объема не выполняется, то меньший объем водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации является недостаточным для перекрытия всей зоны вскрытой эффективной толщины пласта, а больший приводит к поглощению раствора высокопроницаемыми пропластками терригенного пласта.

Продавливание на забой указанного раствора соляной кислоты осуществляют газообразным агентом, выбранным из группы: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. При продавливании газом на забой происходит аэрация кислотного раствора, что облегчает и, как следствие, ускоряет последующий процесс удаления ванны. Согласно вышесказанному при последующей обработке пласта кислотными растворами, последние равномерно распределятся в ПЗТП, что в свою очередь обуславливает повышение продуктивности скважины и приводит к повышению эффективности способа. После выдержки и удаления ванны для расширения каналов в закольматированной ПЗТП, снижения набухания глинистой составляющей терригенного пласта и удаления фильтрата бурового раствора производят закачивание и продавливание по НКТ в пласт водного раствора соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и водного раствора глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и плавиковой кислоты 1-3%-ной концентрации. Водный раствор соляной кислоты 7-15%-ной концентрации закачивают в виде двух порций в объеме 0,03-0,10 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта каждая, а между ними закачивают водный раствор глинокислоты в объеме 0,08-0,18 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта. Водный раствор соляной кислоты 7-15%-ной концентрации снижает набухание глинистой составляющей терригенного пласта, так как ионы водорода соляной кислоты адсорбируются на поверхности глинистых частиц, замещают обменные катионы (натрия, калия, кальция) и разрушают гидратные слои на поверхности глин. Набухание глинистой составляющей терригенного пласта происходит в результате гидратации, поэтому после разрушения гидратных слоев снижается набухание, и после разрушения механической преграды избыточная водная фаза удаляется из зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Первая порция указанного раствора соляной кислоты растворяет кислоторастворимые компоненты терригенного пласта и кольматирующие образования органического и неорганического состава (карбонаты кальция, магния, железа, сульфид железа и др.). Водный раствор глинокислоты взаимодействует с силикатным материалом полимер-глинистых частиц остатков бурового раствора и породы пласта, частично их растворяет и тем самым расширяет каналы для фильтрации газа. Раствор плавиковой кислоты, входящий в состав водного раствора глинокислоты взаимодействует с силикатным материалом - глиной и кварцевым песком следующим образом:

с глиной

AI₂Si₂O₅(OH)₄+18HF→2H₂SiF₆+2AIF₃+9H₂O,

с кварцем

SiO₂+4HF→SiF₄+2H₂O

SiO₂+6HF→H₂SiF₆+2H₂O.

Вторая порция указанного раствора соляной кислоты разбавляет продукты реакции глинокислоты с вышеуказанным силикатным материалом и оттесняет его вглубь пласта из закольматированной ПЗТП.

Использование водного раствора соляной кислоты концентрацией менее 7% нецелесообразно, так как не приводит к снижению набухания глинистой составляющей терригенного пласта и кольматирующих образований органического и неорганического состава, и не предотвращает возможность выпадения в осадок вторичных продуктов реакции глинокислоты с силикатным материалом из-за сильного разбавления используемого раствора соляной кислоты, заблокированным фильтратом бурового раствора, а более 15% нецелесообразно, так как приводит к коррозионному воздействию используемого и отработанного кислотных растворов, а также к перерасходу данного реагента.

Использование раствора плавиковой кислоты концентрацией менее 1% нецелесообразно, так как не разрушает кольматирующие образования органического и неорганического состава, а более 3%-приводит к разрушению скелета пород терригенного пласта, так как в терригенных пластах песчаные частицы сцеплены между собой цементирующим материалом (глиной и др.), и использование указанного раствора плавиковой кислоты приведет к растворению цементирующего материала, выносу мелких нескрепленных частиц песка на забой скважины или к переуплотнению частиц пласта, и к снижению проницаемости.

Заявляемый объем первой порции водного раствора соляной кислоты 7-15%-ной концентрации обеспечивает растворение кислоторастворимых компонентов терригенного пласта и кольматирующих образований органического и неорганического состава, второй порции - оттесняет вторичные продукты реакции вглубь пласта и предотвращает выпадение их в осадок.

Заявляемый объем водного раствора глинокислоты способствует разрушению и удалению кольматирующих образований органического и неорганического состава, предотвращает разрушение скелета пород терригенного пласта. Использование порций водного раствора соляной кислоты 7-15%-ной концентрации в объеме менее 0,03 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта неэффективно, так как его недостаточно для растворения кислоторастворимых материалов терригенного пласта и кольматирующих образований органического и неорганического состава, не оттесняет вглубь пласта и не предотвращает выпадение вторичных продуктов реакции, а в объеме более 0,10 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта неэффективно, так как приводит к ее перерасходу. Использование водного раствора глинокислоты в объеме менее 0,08 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта неэффективно, так как его недостаточно для обработки закольматированной ПЗТП, а более 0,18 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта приведет к чрезмерному взаимодействию с цементирующим материалом пласта и вызывает увеличение пескования.

Продавливание кислотных растворов по НКТ в пласт осуществляют указанным ранее газообразным агентом и после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ закачивают его в затрубное пространство НКТ, продолжая продавливание последним указанных растворов кислот по НКТ и обеспечивая постоянный расход газообразного агента, закачиваемого как в трубное, так и затрубное пространство НКТ с общим объемом 16-31 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта. При продавливании кислотных растворов фильтрация происходит при незначительной репрессии на пласт и с низкой скоростью, вследствие того, что используют газообразный агент, который имеет меньший расход на забое скважины в отличие от жидкого агента. За счет низкой скорости фильтрации кислотные растворы в динамических условиях (при постоянном движении в ПЗТП) взаимодействуют в первую очередь с кольматирующими образованиями органического и неорганического состава. В процессе продавливания кислотных растворов происходит адсорбция ионов водорода на поверхности глинистых частиц терригенного пласта, что приводит к уменьшению количества связанной воды. Продавливание на забой и продавливание в пласт указанных кислотных растворов газообразным агентом, выбранным из группы: азот, природный газ, газы двигателей внутреннего сгорания в объемах и заявляемой последовательности приводит к более равномерному распределению кислотных растворов в призабойной зоне терригенного пласта, достаточно полному взаимодействию их со всеми кислоторастворимыми кольматирующими образованиями органического и неорганического состава, то есть разрушает и удаляет их, а также к снижению набухания глинистой составляющей терригенного пласта и уменьшению срока восстановления газонасыщенности вокруг ствола скважины. Заявляемый объем газообразного агента исключает избыточное разбавление используемых кислотных растворов заблокированным фильтратом бурового раствора и пластовой водой, что в свою очередь предотвращает выпадение в осадок вторичных продуктов реакции.

После продавливания ранее указанных кислотных растворов в пласт не производят выдержку их в пласте на реагирование, так как динамический режим проведения способа с использованием при продавливании газообразного агента, который обеспечивает низкие скорости фильтрации кислотных растворов, позволяет им полно прореагировать с кольматирующими образованиями органического и неорганического состава в режиме постоянно обновляющихся поверхностей их контакта. Исключение данной операции предотвращает закупорку пор вторичными продуктами реакции даже в случае образования нерастворимых продуктов. Последние в большей части потоком отработанного кислотного раствора будут выноситься на поверхность, а не оседать в порах. Вышесказанное обуславливает повышение продуктивности скважины, снижение сроков проведения способа и приводит к повышению эффективности способа. В газовых скважинах в условиях АНПД чаще всего скорости газовых потоком в стволе скважины недостаточно для эффективного удаления отработанного кислотного раствора из ствола скважины. Перед его удалением вводят на забой скважины твердый пенообразователь без газообразующего агента, количество стержней которого рассчитывают по формуле. На забое скважины происходит растворение стержней и по мере поступления отработанного кислотного раствора из пласта, последний смешивается с растворенным поверхностно-активным веществом, входящим в состав твердого пенообразователя без газообразующего агента. Происходит вспенивание газом, поступающим из пласта, подъем в виде пены на поверхность, то есть отработанный кислотный раствор не скапливается в стволе скважины. Таким образом ускоряется процесс удаления отработанного кислотного раствора, что также обуславливает снижение сроков проведения способа и приводит к повышению эффективности способа. Входящие в состав стержней твердого пенообразователя без газообразующего агента компоненты совместимы с удаляемым отработанным кислотным раствором, что очень важно, так как в отработанном кислотном растворе содержится большое количество ионов, обладающих высокой высаливающей и комплексообразующей способностью (ионы железа, кальция, магния). Входящие в состав твердого пенообразователя неионогенные поверхностно-активные вещества при барботаже газом отработанного кислотного раствора адсорбируются на поверхности пузырьков газа и стабилизируют пленки на поверхности раздела жидкость - газ. Стабильность усиливается за счет того, что неионогенные поверхностно-активные вещества, в отличие от анионактивных поверхностно-активных веществ (которые образуют с ионами поливалентных металлов нерастворимые соединения), образуют водорастворимые комплексы с поливалентными металлами, содержащимися в отработанном кислотном растворе. Ввод стержней твердого пенообразователя без газообразующего агента до удаления отработанного кислотного раствора обеспечивает определенное дозирование поверхностно-активного вещества и предотвращение его перерасхода, так как отработанный кислотный раствор удаляется из ствола скважины в виде пены по мере его поступления из пласта, а не скапливается в стволе скважины и тем самым не снижает сроки проведения процесса. Использование жидких поверхностно-активных веществ возможно только при накоплении отработанного кислотного раствора в стволе скважины, кроме того, образуется избыточная концентрация поверхностно-активного вещества в начальный период времени и происходит вынос большей части поверхностно-активного вещества с первыми порциями кислоты и остается недостаточной концентрация поверхностно-активного вещества для вновь поступающего из пласта отработанного кислотного раствора. Количество стержней, рассчитываемом по указанной формуле, обеспечивает поддерживание концентрации поверхностно-активного вещества в удаляемом отработанном кислотном растворе, содержащем большое количество ионов железа, на уровне 0,05-0,10%, достаточном для вспенивания и удаления отработанного кислотного раствора. О полном удалении отработанного кислотного раствора из ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта судят по стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ. Однако отработанный кислотный раствор также находится и в зоне зумпфа скважины, оказывает коррозионное воздействие на внутрискважинное оборудование. Зона зумпфа скважины расположена ниже зоны вскрытой эффективной толщины пласта. В виду этого в ней не происходит барботажа газом отработанного кислотного раствора, а значит, не происходит его удаление. Длительное нахождение отработанного кислотного раствора активизирует коррозионные процессы на поверхности труб и оборудования для исследования скважин. Для снижения коррозионного воздействия отработанного кислотного раствора и удаления его из зоны зумпфа скважины, после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ из зоны зумпфа скважины отбирают пробу отработанного кислотного раствора, анализируют ее на остаточную концентрацию соляной кислоты и наличие ионов трехвалентного железа. Значение остаточной концентрации соляной кислоты в пробе используют для расчета количества стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом, которые вводят в зону зумпфа скважины. Газообразующий агент твердого пенообразователя реагирует с остаточным количеством кислоты отработанного кислотного раствора с выделением газов, вспенивает его и поднимает - удаляет в виде пены в ствол скважины в зону вскрытой эффективной толщины пласта, а затем потоком газа, идущим из пласта, происходит вынос на дневную поверхность. Для расчета количества стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом необходимо учитывать следующее: в удаляемом отработанном кислотном растворе присутствуют ионы двух и трехвалентного железа (Fe²⁺, Fe³⁺). При нейтрализации остаточной концентрации соляной кислоты эти ионы железа образуют нерастворимые в воде соединения (гидроксиды). Ионы Fe²⁺ образуют их при водородном показателе рН≈7, а ионы Fe³⁺ - при рН≈3. Указанные гидроксиды в виде объемного осадка остаются на забое скважины, а их твердые частицы повышают стабильность пены, но снижают ее кратность (объем) и, как следствие, несущую способность. Для исключения образования нерастворимых в воде соединений, рассчитывают количество стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом с учетом поддержания рН в отработанном кислотном растворе менее 3 при наличии ионов Fe³⁺ и менее 7 при отсутствии Fe³⁺. Использование твердого пенообразователя с газообразующим агентом для удаление отработанного кислотного раствора из зоны зумпфа скважины также обуславливает повышение эффективности способа.

Таким образом, согласно вышесказанному, предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает заявляемый технический результат.

По имеющимся источникам известно:

формирование ванны с использованием следующих кислотных растворов:

в способе реагентной разглинизации скважины устанавливают на 12 часов кислотную ванну из соляной и плавиковой кислот в концентрациях соответственно соляной 6-10 мас.% и плавиковой 2-5 мас.% с целью повышения производительности скважин в частности повышение дебитов нефти (см. патент РФ №2055983 от 05.07.1993 г. по кл. Е 21 В 43/22, опубл. в ОБ №7, 1996 г.); в способе обработки призабойной зоны скважины заполняют забой скважины 3-15%-ным раствором соляной кислоты на попутной пластовой воде в объеме 3 м³ с выдержкой до снижения уровня раствора кислоты и дальнейшем повышением уровня заполнения забоя новой порцией раствора соляной кислоты с целью повышения добычи нефти (см. патент РФ №2095559 от 05.07.96 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №31, 1997 г.). Способ предназначен для обработки карбонатных коллекторов, в связи с чем не включен в уровень техники. Способ предусматривает установку кислотной ванны, воздействующей не на привнесенный кольматант, а на карбонатный материал пласта, растворяя его многоцикловыми доливами кислотного раствора до появления начальной приемистости пласта. Последнее необходимо для продавливания последующего кислотного раствора в призабойной зоне пласта, причем продавливание проводят под давлением для обеспечения оттеснения нефти из призабойной зоны пласта и промывку этой зоны с использованием поверхностно-активных веществ. В газовых скважинах продавливание под давлением приведет к интенсивному поглощению кислотного раствора высокопроницаемыми, не требующими обработки пропластками. Использование соляной кислоты без добавок плавиковой кислоты в терригенных пластах малоэффективно и даже большие объемы соляной кислоты не приведут к увеличению приемистости в терригенных коллекторах. Кислотный раствор можно брать в широком диапазоне концентраций: соляная кислота взаимодействует с карбонатами как в малых, так и в больших концентрациях;

в способе обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта (нефтедобывающая скважина) перед закачкой кислотного раствора скважину очищают солянокислотной ванной - раствор 12% соляная кислота +0,1-0,3% ПАВ в объеме 10-20 м³, с целью повысить производительность низкопродуктивных пластов, сложенных коллекторами с большим содержанием глинистых минералов за счет восстановления коллекторских свойств пласта путем очистки и расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов, стабилизации глин на удаленных участках призабойной зоны и по всей перфорированной толще пласта (см. патент РФ №2139425 от 28.12.1998 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №28 1999 г.); закачивание в пласт водных растворов соляной кислоты и плавиковой кислоты: в нагнетательных скважинах закачивают в пласт водный раствор соляной кислоты 1,0-1,5%-ной концентрации в объеме не менее 100-150 м³ (см. Калашнев В.В. и др. Интенсификация притоков флюидов из пластов в условиях высоких температур и давлений. Обзорная информация, М., ВНИИОЭНГ, серия «Бурение», 1981, вып.1, с.15); в способе кислотной обработки призабойной зоны скважины (нефтяная) закачивают в пласт и выдерживают на реакцию водный 1,0-36,0 мас.% раствор соляной кислоты, указанный раствор соляной кислоты закачивают также в смеси с водным раствором плавиковой кислоты при массовом содержании плавиковой кислоты в смеси 0,1-6,0% с целью увеличения производительности скважин за счет увеличения количества растворяемой породы коллектора при сохранении глубины обработки (см. патент РФ №2068087 от 15.11.94 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №29, 1996 г.); в способе обработки заглинизированных пластов закачивают раствор соляной кислоты 6-15%-ной концентрации в объеме 0,2-1,0 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта скважины, технический результат - повышение эффективности способа при разглинизации низкопродуктивных скважин с повышенным содержанием глинистых минералов и в случае высокой минерализации пластовой воды (см. патент РФ №2162146 от 01.06.1999 г. по кл. Е 21 В 43/27, 43/22, опубл. в ОБ №2, 2001 г.); продавливание кислотных растворов в пласт газообразным агентом: в способе обработки пластов нефтяных скважин поданную на забой соляную кислоту нагнетают в пласт посредством нефтяного газа или воздуха с целью экономии кислоты, а также возможности обработки отдаленных от забоя частей пласта (см. а.с.СССР №75867 от 09.10.48 г. по кл. Е 21 В 43/27);

в способе термохимической обработки призабойной зоны пласта соляную кислоту продавливают в пласт воздухом при закрытом затрубном пространстве с целью повышения эффективности обработки за счет более полного использования реагентов в зоне реакции, повышения теплового эффекта процесса и уменьшения загрязнения призабойной зоны (см. а.с. СССР №1574799 по кл. Е 21 В 43/27 от 05.10.87 г., опубл. в ОБ №24,1990 г);

в способе обработки призабойной зоны скважины кислоту нагнетают в пласт одновременно с заполнением затрубного пространства продавочной жидкостью с целью повышения эффективности обработки (см. а.с. СССР №467995 от 04.01.73 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №15, 1975 г.);

в способе кислотной обработки нефтяного пласта раствор соляной кислоты и воздуха закачивают одновременно с раздельной подачей их через колонну НКТ и затрубное пространство с последующим смешиванием на забое с целью снижения потерь от кислотной коррозии нефтепромыслового оборудования (см. а.с. СССР №1550108 от 16.09.87 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №10, 1990 г.);

в способе обработки призабойной зоны пласта стабилизацию давления в стволе скважины осуществляют дополнительным нагнетанием воздуха в призабойную зону после закачки газожидкостной смеси, в качестве которой закачивают конденсатно-воздушную смесь, а кислотный раствор закачивают в объеме не ниже объема внутреннего пространства НКТ, и при соотношении с конденсатом соответственно с целью сокращения времени освоения, последующего после обработки скважины, вскрывшей пласты с АНПД (см а.с. СССР №1704514 от 11.04.89 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №26, 1995 г.);

исключение операции выдержки растворов на реагирование:

в способе обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья обработку проводят в динамическом режиме, не оставляя закачанные реагенты в призабойной зоне на реакцию, с целью повышения эффективности кислотной обработки высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов за счет предупреждения процессов вторичного осадко- и гелеобразования из продуктов реакции при одновременном увеличении проникающей способности кислотного состава в пласт и более полном удалении отработанного раствора и продуктов реакции из зоны воздействия (см. патент РФ №2191260 от 25.07.2000 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №29, 2002 г.);

в способе обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья обработку проводят в динамическом режиме без выдержки на реакцию, не допуская остановок на стадиях закачки и освоения, а также между ними с целью повышения эффективности кислотной обработки за счет увеличения проникающей способности кислотного состава в низкопроницаемый пласт и более полного удаления отработанного раствора и продуктов реакции из зоны воздействия (см. патент РФ №2187634 от 25.07.2000 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №23, 2002 г.);

известен способ интенсификации добычи нефти и газа на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, включающий доставку до призабойной зоны пласта мицелярного (полимерного) глинокислотного раствора продавкой или созданием циркуляции в скважине, выдержку полимерно-кислотного раствора на забое скважины, задавку его в пласт газовыделяющим раствором и выдержку скважины на реагирование и нейтрализацию избыточной кислоты в скважине, запуск скважины на самоизлив по затрубному пространству для очистки призабойной зоны пласта, замену скважинной жидкости пеной и плавный вызов притока (см. Иванов В.А., Галлямов К.К. Пенообразующий состав комплексного действия. Нефтяное хозяйство, 1995, №4, с.34-91). При задавливании глинокислотного раствора газовыделяющим раствором происходит нейтрализация кислоты в призабойной зоне пласта, что снижает степень ее взаимодействия с кольматантом, приводит к выпадению вторичных осадков в наиболее загрязненной призабойной зоне пласта и набуханию глинистой составляющей материала пласта. Причем при вызове притока в процессе замены скважинной жидкости на пену произойдет в первую очередь удаление пенообразующего газовыделяющего состава и поступающий из пласта после его удаления отработанный кислотный раствор только за счет пластовой энергии без дополнительного ценообразования и нейтрализации в стволе скважины будет доставляться на поверхность и частично скапливаться на забое, включая зону зумпфа скважины. В источнике указана возможность использования как жидкого, так и твердого пенообразующего состава, но описано применение только жидкого пенообразующего состава. Указано, что твердые пенообразователи изготавливаются с использованием полимерных соединений типа КМЦ или ПАА. Описанные полимеры несовместимы с удаляемым из газовой скважины отработанным кислотным раствором, так как в последнем содержится большое количество ионов поливалентных металлов (железа, кальция, магния), обладающих высокой высаливающей и комплексообразующей способностью, и использование полимеров в стержнях твердого пенообразователя приведет к их высаливанию или образованию на поверхности стержней гелеобразных комплексов и, как следствие, к резкому снижению скорости растворения стержней и образованию сгустков полимерных частиц;

известны пенообразующие составы для освоения скважин, используемые в твердом состоянии (патент РФ №2047639 от 10.02.92 г. по кл. С 09 К 7/08, опубл. в ОБ №31, 1995 г., патент РФ №2047640 от 27.01.92 г. по кл. С 09 К 7/08, Е 21 В 43/25, опубл. в ОБ №31, 1995 г.), пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин (патент РФ №2047641 от 27.01.92 г. по кл. С 09 К 7/08, опубл. в ОБ №31, 1995 г.), газовыделяющий и пенообразующий состав для интенсификации процессов добычи нефти и газа (патент РФ №2047642 от 16.12.92 г. по кл. С 09 К 7/08, Е 21 В 43/25, опубл. в ОБ №31, 1995 г.). Указанные твердые пенообразователи изготавливаются с использованием полимерных соединений типа КМЦ или ПАА. Описанные полимеры несовместимы с удаляемым из газовой скважины отработанным кислотным раствором, так как в последнем содержится большое количество ионов поливалентных металлов (железа, кальция, магния), обладающих высокой высаливающей и комплексообразующей способностью, и использование полимеров в стержнях твердого пенообразователя приведет к их высаливанию или образованию на поверхности стержней гелеобразных комплексов и, как следствие, к резкому снижению скорости растворения стержней и образованию сгустков полимерных.

Не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату: использование кислотных растворов в указанных концентрациях и объемах, продавливание кислотных растворов на забой и в пласт указанным газообразным агентом, а также объем, порядок закачивания последнего при продавливании кислотных растворов в пласт, использование твердых пенообразователей для удаления отработанного кислотного раствора из ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта и в зоне зумпфа.

Вышесказанное позволяет сделать вывод о соответствии решения условию «изобретательский уровень».

Используют соляную кислоту синтетическую техническую по ГОСТ 857-95, фтористоводородную (плавиковую) кислоту по ГОСТу 10484-78, ОП-10 по ГОСТу 8433-81, Неонол АФ_9-12 по ТУ 38.103625-81, поливиниловый спирт по ТУ 6-11-0209955-30-90, полиоксиэтилен по ТУ-6-15-02-268-92, конденсированную сульфит -спиртовую барду по ТУ 39-095-75, мочевину по ГОСТу 6691-77, нитрит натрия по ГОСТу 4197-74, карбонат натрия по ГОСТу 83-79, карбонат аммония по ГОСТу 3770-75, бикарбонат натрия по ГОСТу 4201-79, бикарбонат аммония по ГОСТу 3762-78, азот, генерируемый самоходной установкой нагнетания газов УНГ 8/15, природный газ от внешнего источника, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания от дизель-мотора В2, закачиваемого в скважину компрессором СД-9/101/М1.

В способе равнозначно действие: ОП-10 и Неонола АФ_9-12, поливинилового спирта и полиоксиэтилена, реагентов, указанных в качестве газообразующего агента в составе твердого пенообразователя с газообразующим агентом. Равнозначно действие газов, указанных в качестве газообразного агента.

Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующим примером.

Пример. Способ реализуют на скв. №659 Северо-Ставропольского ПХГ, хадумский горизонт.

Исходные данные

Наружный диаметр эксплуатационной колонны, м	0,168
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, DВН, м	0,1505
Глубина спуска эксплуатационной колонны, м	780
Наружный диаметр НКТ, м	0,073
Толщина стенки НКТ, L, м	0,0055
Глубина спуска насосно-компрессорных труб, м	723
Интервал вскрытой эффективной толщины
продуктивного пласта (интервал перфорации), м	723-689
Пластовое давление, РПЛ, МПа	2,58
Текущий забой, м	741
Объем ствола скважины в зоне вскрытой
эффективной толщины пласта, VC, м3	0,604
Объем зоны зумпфа скважины, VЗ, м3	0,32
Коэффициент продуктивности скважины до обработки	0,51.

Скважина №659 до проведения способа работала с дебитом 75 тыс.м³/сут, что значительно меньше потенциально возможного. Это вызвано тем, что при первичном вскрытии высокопроницаемого терригенного продуктивного пласта в условиях АНПД с использованием полимер-глинистого бурового раствора, произошло глубокое проникновение полимер-глинистых его твердых остатков и фильтрата в ПЗТП. Вследствие низкого пластового давления энергии пласта оказалось недостаточно для удаления кольматирующих образований из ПЗТП в процессе освоения скважины. Кроме того, в процессе циклической закачки газа в продуктивные пласты скважин ПХГ вместе с газом поступали механические примеси (сульфиды и карбонаты железа, карбонат кальция и др.), что также приводит к снижению проницаемости ПЗТП. По данным геофизических исследований, проведенных на этой скважине, из всего вскрытого интервала продуктивного пласта (34 м) работало только несколько пропластков толщиной в 1-3 м.

Предварительно готовят используемые в способе реагенты. Для формирования кислотной ванны используют водный раствор соляной кислоты 3,37%-ной концентрации в объеме 2,00 м³, выбранном из условия

Готовят указанный раствор соляной кислоты из соляной кислоты синтетической технической 36,23%-ной концентрации (массовая доля в % соответствует мас.-об.концентрации - 427,7 кг/м³, см. Справочник химика, т.III, Изд-во "Химия", М. - Л.: 1965, с.507). Объем последней V_THCI необходимый для приготовления водного раствора соляной кислоты 3,37%-ной концентрации, рассчитывают по формуле

V_THCl=C_BHCl·V_BHCl/C_THCl,

где V_THCI - объем соляной кислоты синтетической технической 36,23%-ной концентрации, м³;

C_BHCl - мас.-об. концентрация водного раствора соляной кислоты, используемого при формировании ванны, кг/м³;

C_THCl - мас.-об. концентрация соляной кислоты синтетической технической, кг/м³.

C_BHCl=3,37% концентрации (массовая доля в % соответствует мас.-об. - 34,23 кг/м³, см. Справочник химика, т. III, Изд-во "Химия", М. -Л.: 1965, с.507).

Объем технической воды, необходимый для разбавления соляной кислоты синтетической технической 36,23%-ной концентрации, составляет

2,00-0,16=1,84 м³.

В мерник цементировочного агрегата закачивают 1,84 м³ технической воды, 0,16 м³ соляной кислоты синтетической технической 36,23%-ной концентрации и перемешивают.

В отдельных емкостях готовят для закачивания в пласт 2,50 м³ водного раствора соляной кислоты 12,5%-ной концентрации и 6,00 м³ водного раствора глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 12,5%-ной концентрации (132,6 кг/ м³) и плавиковой кислоты 2,0%-ной концентрации (20,1 кг/ м³) (см. Справочник химика, т. III, Изд-во "Химия", М. - Л.: 1965, с.509).

Указанный раствор плавиковой кислоты готовят из раствора плавиковой кислоты 40%-ной концентрации (448,3 кг/ м³).

Объем соляной кислоты синтетической технической 36,23%-ной концентрации и плавиковой кислоты 40%-ной концентрации, необходимых для приготовления, рассчитывают также как указано ранее.

Для приготовления:

2,50 м³ водного раствора соляной кислоты 12,5%-ной концентрации

6,00 м³ водного раствора соляной кислоты 12,5%-ной концентрации

6,00 м³ плавиковой кислоты 2,0%-ной концентрации.

Объем технической воды, необходимый для разбавления соляной кислоты синтетической технической 36,23%-ной концентрации и плавиковой кислоты 40%-ной концентрации соответственно,

2,5-0,78=1,72 м³;

6,0-1,86-0,27=3,87 м³.

Готовят твердый пенообразователь без газообразующего агента следующего состава, мас.%:

ОП-10	36
Поливиниловый спирт	27
Конденсированная сульфит-спиртовая барда	37,

массой 0,3 кг в виде стержней, количество которых рассчитывают по формуле

Z=4 кг/м³; m₁=0,3 кг; k₁=36%=0,36 доли еденицы,

Загружают в смеситель 108 г (36 мас.%) ОП-10, 81 г (27 мас.%) поливиниловый спирт, 111 г (37 мас.%) конденсированная сульфит-спиртовая барда, перемешивают до получения однородной массы, которую загружают в пресс-форму. Отформованный стержень имеет следующие параметры: длина - 0,3 м, диаметр - 0,45 м, плотность - 1090 кг/м³. Выносящая способность твердого пенообразователя (отношение объема вынесенного отработанного кислотного раствора к массе стержня) - 0,46 м³/к г.

Готовят стержни твердого пенообразователя с газообразующим агентом следующего состава, мас.%:

ОП-10	31
Мочевина	31
Нитрит натрия	38,

массой 0,3 кг, количество которых рассчитывают по формуле

a=2; b=2; М_Г=М_NaNO2=69 г/моль; V_З=0,32 м³; C₁=5,56 кг/м³;

С₂=0,0365 кг/м³; M_HCl=36,5 г/моль; m₂=0,3 кг; k₂=0,38,

Загружают в смеситель 93 г (31 мас.%) ОП-10, 93 г (31 мас.%) мочевины, 114 г (38 мас.%) нитрита натрия, перемешивают до получения однородной массы, которую загружают в пресс-форму. Отформованный стержень имеет следующие параметры: длина - 0,3 м, диаметр - 0,45 м, плотность - 1120 кг/м³. Выносящая способность твердого пенообразователя (отношение объема вынесенного отработанного кислотного раствора к объему выделившегося газа) - 0,15 м³/м³.

Выход фонтанной арматуры АФК 3-65×210, связанный с НКТ, обвязывают с цементировочным агрегатом ЦА-320 М и самоходной установкой для нагнетания газов УНГ 8/15 и опрессовывают нагнетательные линии на 10,0 МПа.

Формируют ванну: при закрытом затрубном пространстве производят закачивание водного раствора соляной кислоты 3,37%-ной концентрации по НКТ с подачей насоса 0,0041 м³/с соответствующей работе цементировочного агрегата ЦА-320 М на второй передаче при диаметре втулок насоса 0,115 м и производят продавливание его на забой природным газом из шлейфа по НКТ с помощью самоходной установки для нагнетания газов УНГ 8/15 с расходом 8 м³/мин. Одновременно непрерывно контролируют текущее устьевое давление газа в трубном и затрубном пространствах НКТ по манометрам МП-4У с пределом измерений 16 МПа, установленных на фонтанной арматуре. После стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ Р_ТР=P_ЗТТР=2,41 МПа, продавливание на забой прекращают и закрывают скважину на выдержку ванны в течение 1,5 часов. Во время выдержки ванны производят монтаж лубрикатора на буферной задвижке. По окончании выдержки ванны удаляют ванну путем запуска скважины в работу по трубному пространству НКТ через быстросменный штуцер диаметром 0,021 м.

После удаления ванны повторно обвязывают цементировочный агрегат ЦА-320 с трубным пространством НКТ, а самоходную установку для нагнетания газов УНГ 8/15 - с трубным и затрубным пространством НКТ через вилку и спрессовывают нагнетательную линию на 10,0 МПа. При закрытом затрубном пространстве последовательно закачивают в НКТ первую порцию водного раствора соляной кислоты 12,5%-ной концентрации - 1,20 м³ (0,035 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта), 6,00 м³ глинокислоты (0,176 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта), вторую порцию водного раствора соляной кислоты 12,5-%-ной концентрации - 1,30 м³ (0,038 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта) с подачей насоса 0,0041 м³/с соответствующей работе цементировочного агрегата ЦА-320 М на второй передаче при диаметре втулок насоса 0,115 м и производят продавливание указанных кислотных растворов природным газом из шлейфа на забой по НКТ с помощью самоходной установки для нагнетания газов УНГ 8/15 с расходом 8 м³/мин до стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ (P_ТР=P_ЗТР=2,40 МПа). Далее продолжают закачивание природного газа в объеме 850 м³ (25 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта) через НКТ и затрубное пространство НКТ с постоянным расходом. После продавливания указанных растворов кислот в пласт, в скважину вводят твердый пенообразователь без газообразующего агента в количестве 12 штук. Сразу после ввода стержней пускают скважину в работу по трубному пространству через быстросменный штуцер диаметром 0,021 м для удаления отработанного кислотного раствора. Отработку ведут до стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ и выхода из скважины чистого газа. Затем отбирают из зоны зумпфа скважины пробу отработанного кислотного раствора, анализируют на остаточную концентрацию соляной кислоты (см. Крешков А.П. Основы аналитической химии. М., Химия, ч.3, 1970, с.143, 144) и наличие ионов трехвалентного железа (см. Гидрохимические нефтегазовые технологии. Ильченко В.П и др. М., Недра, 2002, с.129-131). Данные анализа: остаточная концентрация соляной кислоты в пробе отработанного кислотного раствора - C₁ - 5,56 кг/м³, содержание Fe³⁺ - 1,4 кг/м³, то есть в отработанном кислотном растворе, находящемся в зоне зумпфа, содержатся ионы трехвалентного железа. Поэтому рН удаленного отработанного кислотного раствора после ввода стержней с газообразователем не должен быть больше 3 и С₂ выбирают равной 0,0365 кг/м³ (рН=-lg[Н⁺]=3; [Н⁺]=1·10^-3 кмоль/м³, что соответствует концентрации соляной кислоты - 36,5·1·10^-3=0,0365 кг/м³).

Затем вводят через лубрикатор стержни твердого пенообразователя с газообразующим агентом в количестве 29 штук. После чего пускают скважину в работу по трубному пространству НКТ через быстросменный штуцер диаметром 0,028 м для удаления нейтрализованного отработанного кислотного раствора из зоны зумпфа скважины.

При растворении стержней в зоне зумпфа скважины происходит взаимодействие нитрита натрия и мочевины с соляной кислотой отработанного кислотного раствора по уравнению реакции:

Общее количество нитрита натрия в 29 стержнях твердого пенообразователя равно: 29·0,3·0,38=3,306 кг=3306 г. В результате реакции выделяется 3306·2·22,4/(2·69)=1073,3 л азота и 3306·22,4/(2·69)=536,6 л углекислого газа, в сумме 536,6+1073,3=1609,9=1610 л газообразного агента при нормальных условиях и произойдет нейтрализация большей части соляной кислоты. Выделившиеся газы обеспечивают интенсивное вспенивание нейтрализованного отработанного кислотного раствора, находящегося в зоне зумпфа скважины и подъем пены в зону фильтрации газа из пласта, откуда потоком газа пена выносится на поверхность. Расчеты количества выделившихся газов проводятся по нитриту натрия, а не по мочевине, так как последняя содержится в стержнях в избытке.

После проведения способа текущий забой остался на том же уровне, что и до проведения способа, то есть скелет породы не был разрушен (сцементированность коллектора осталась на прежнем уровне) и заметного увеличения выноса песка из ПЗТП не произошло. По данным гидродинамических исследований коэффициент продуктивности возрос с 0,51 до 1,44, то есть в 2,8 раза, что свидетельствует об удалении кольматирующих образований из ПЗТП. Время удаления отработанного кислотного раствора с 10 суток (среднее время при проведении обработок без использования стержней твердого пенообразователя) снизилось до 6 суток. Нейтрализация и удаление отработанного кислотного раствора из зоны зумпфа скважины предотвратило его длительное коррозионное воздействие на внутрискважинное оборудование.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию «новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости», то есть является патентоспособным.

Claims (3)

1. Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий формирование ванны путем закачивания водного раствора соляной кислоты в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и продавливания его на забой, выдержку и удаление ванны, последовательное закачивание и продавливание по НКТ в пласт водных растворов соляной кислоты и глинокислоты и удаление отработанного кислотного раствора, отличающийся тем, что при формировании ванны используют водный раствор соляной кислоты 2-4%-ной концентрации в объеме, выбранном из условия

где V_BHCI - объем водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, м³;

V_З - объем зоны зумпфа скважины, м³;

V_C - объем ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта, м³;

Р_ПЛ - пластовое давление, МПа;

D_BH - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

L - толщина стенки НКТ, м;

ρ - плотность водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²,

а при последовательном закачивании и продавливании по НКТ в пласт используют водный раствор соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и водный раствор глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и плавиковой кислоты 1-3%-ной концентрации, причем водный раствор соляной кислоты закачивают в виде двух порций в объеме 0,03-0,10 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта каждая, а между ними закачивают водный раствор глинокислоты в объеме 0,08-0,18 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, при этом продавливание на забой и продавливание по НКТ в пласт указанных растворов кислот осуществляют газообразным агентом, закачиваемым в трубное пространство, выбранным из группы: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, причем после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ закачивают указанный газообразный агент в трубное и затрубное пространство НКТ, продолжая продавливание последним указанных растворов кислот по НКТ и обеспечивая постоянный расход газообразного агента, закачиваемого как в трубное, так и затрубное пространство НКТ с общим объемом 16-31 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, а перед удалением отработанного кислотного раствора дополнительно вводят в скважину твердый пенообразователь без газообразующего агента, количество стержней которого рассчитывают по формуле

где N_ТПО - количество стержней твердого пенообразователя без газообразующего агента, шт;

Z - концентрация поверхностно-активного вещества в отработанном кислотном растворе, находящемся в зоне зумпфа скважины, кг/м³;

m₁ - масса одного стержня твердого пенообразователя без газообразующего агента, кг;

k₁ - массовое содержание поверхностно-активного вещества в стержне твердого пенообразователя без газообразующего агента, доли единицы,

при этом после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ отбирают из зоны зумпфа скважины пробу отработанного кислотного раствора, анализируют на остаточную концентрацию соляной кислоты и наличие ионов трехвалентного железа, вводят в скважину твердый пенообразователь с газообразующим агентом, количество стержней которого рассчитывают по формуле

где N_ТПОГ - количество стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом, шт;

а, b - стехиометрические коэффициенты уравнения реакции образования газовой фазы при газообразующем агенте и при соляной кислоте соответственно;

M_Г - молекулярная масса газообразующего агента твердого пенообразователя, г/моль;

C₁ - остаточная концентрация соляной кислоты в пробе отработанного кислотного раствора, отобранной из зоны зумпфа скважины, кг/м³;

С₂ - концентрация соляной кислоты, необходимая для предотвращения выпадения ионов железа в осадок, кг/м³;

M_HCI - молекулярная масса соляной кислоты, г/моль;

m₂ - масса одного стержня твердого пенообразователя с газообразующим агентом, кг;

k₂ - массовое содержание газообразующего агента в стержне твердого пенообразователя с газообразующим агентом, доли единицы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют твердый пенообразователь без газообразующего агента следующего состава, мас.%:

Неионогенное поверхностно-активное вещество,   выбранное из группы: ОП-10, Неонол АФ_9-12 32-38 Поливиниловый спирт   или полиоксиэтилен 20-29 Конденсированная сульфит-спиртовая барда 35-42

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют твердый пенообразователь с газообразующим агентом следующего состава, мас.%:

Неионогенное поверхностно-активное вещество,   выбранное из группы: ОП-10, Неонол АФ_9-12, 30-33 Мочевина 28-34 Газообразующий агент, выбранный из группы: нитрит   натрия, карбонат натрия, карбонат аммония, бикарбонат   натрия, бикарбонат аммония 33-39