RU2679936C1 - Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований - Google Patents
Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований Download PDFInfo
- Publication number
- RU2679936C1 RU2679936C1 RU2018108337A RU2018108337A RU2679936C1 RU 2679936 C1 RU2679936 C1 RU 2679936C1 RU 2018108337 A RU2018108337 A RU 2018108337A RU 2018108337 A RU2018108337 A RU 2018108337A RU 2679936 C1 RU2679936 C1 RU 2679936C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- clay formations
- reagent
- clay
- based cleaning
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing, limiting or eliminating the deposition of paraffins or like substances
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований. Объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта. Осуществляют промывку от продуктов реакции, закачивают в ПЗП водный раствор кислоты и выдерживают упомянутый раствор в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. Затем осуществляют освоение скважины. Очищающий реагент на водной основе содержит гидроксиламин солянокислый в количестве 12-14 мас. % и хингидрон в количестве 0,1-0,3 мас. %, а водный раствор кислоты содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту в количестве 9-11 мас. %. Повышается эффективность очистки ПЗП от глинистых образований. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к физико-химическим способам очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований в открытом стволе и может быть использовано для восстановления проницаемости ПЗП и повышения производительности эксплуатационных скважин, законченных бурением, на месторождениях и подземных хранилищах газа.
В процессе бурения скважин поровое пространство околоствольной части пласта кольматируется твердой фазой бурового раствора, при этом проницаемость ПЗП снижается за счет образования фильтрационной глинистой корки, проникновения фильтрата бурового раствора, а также за счет диспергирования и набухания составляющих скелета горной породы. Для восстановления проницаемости стенок скважины, ПЗП которой оборудована по типу «открытый ствол», производят очистку ПЗП от глинистых образований.
Известен состав для обработки ПЗП (патент РФ №2047757, Е21В 43/27, опубл. 10.11.1995), содержащий кислоту, поверхностно-активное вещество и воду. В качестве кислоты используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту, а в качестве поверхностно-активного вещества дихлорид-бис - (N,N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид при следующем соотношении компонентов, мас.:
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,005-0,15;
дихлорид-бис-(N, N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид 0,1-0,5;
вода - остальное.
Недостатком известного состава, применяющегося для обработки ПЗП, является невысокая эффективность обработки терригенного коллектора, обусловленная малой концентрацией кислотного состава и, как следствие, слабым физико-химическим воздействием указанного состава на глинистые породы терригенных коллекторов.
Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ очистки ПЗП (патент РФ №2617135, Е21В 43/22, опубл. 21.04.2017), в котором удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований. Объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта. Затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %. Выдерживают упомянутый водный раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины.
Недостатком данного способа является неравномерное разрушение структуры глинистых образований, что не позволяет обеспечить эффективное удаление плотной части глинистых образований (глинистой корки) со стенок скважины, вследствие чего не обеспечивается максимальное восстановление проницаемости призабойной зоны в открытом стволе.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка эффективного способа очистки ПЗП.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности очистки ПЗП от глинистых образований и, как следствие, максимальное восстановление проницаемости продуктивного пласта, что обеспечивает повышение производительности эксплуатационных скважин, ПЗП которых оборудована по типу «открытый ствол».
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований, удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований. Объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта. После чего осуществляют промывку от продуктов реакции, закачивают в ПЗП водный раствор кислоты и выдерживают упомянутый раствор в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. Затем осуществляют освоение скважины. Очищающий реагент на водной основе содержит гидроксиламин солянокислый в количестве 12-14 мас. % и хингидрон в количестве 0,1-0,3 мас. %, а водный раствор кислоты содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту в количестве 9-11 мас. %.
Гидроксиламин солянокислый (NH2OH⋅HCl) применяют в качестве химического реагента, способного переводить труднорастворимые окислы в растворимые соли.
Хингидрон (С12Н10О4) применяют в качестве антиокислителя для стабилизации легко окисляющихся веществ.
Нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) применяют в качестве ингибитора солеотложений и как комплексообразующий реагент.
Способ осуществляют следующим образом.
Вначале осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой для удаления рыхлой части глинистых образований со стенок скважины, при этом выполняют не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки. После удаления рыхлой части глинистых образований на стенках скважины остается ее более плотная часть, для удаления которой в ПЗП закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий гидроксиламин солянокислый с добавкой хингидрона, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, т.е. создают в ПЗП жидкостную ванну. Объем закачки очищающего реагента на водной основе выбирают из условия перекрытия им кровли продуктивного пласта, а именно: объем закачки должен быть таким, чтобы жидкостной столб очищающего реагента на водной основе, закачанного в скважину, был более чем на 10 метров выше кровли продуктивного пласта. Такой объем закачки очищающего реагента на водной основе обеспечивает необходимую степень очистки ПЗП.
В результате физико-химического воздействия происходит разрушение структуры глинистых образований, при этом часть глинистых частиц отслаивается со стенок скважины, теряя способность к слипанию.
После очистки ПЗП от глинистых образований скважину промывают от продуктов реакции технической водой. Далее закачивают в пласт водный раствор нитрилотриметилфосфоновой кислоты и выдерживают его в ПЗП в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. При этом в ПЗП протекает физико-химическая реакция по растворению глинистых составляющих, занесенных в продуктивный пласт.
Объем водного раствора нитрилотриметилфосфоновой кислоты выбирают в зависимости от конструкции скважины, пористости пласта-коллектора, радиуса ПЗП со сниженной проницаемостью и рассчитывают по формуле:
где V - объем водного раствора нитрилотриметилфосфоновой кислоты, м3; r - планируемый радиус проникновения кислотного раствора, м; m - коэффициент пористости породы, h - мощность обрабатываемого интервала, м.
В результате происходит восстановление проницаемости пласта путем очистки, расширения существующих и образования новых фильтрационных каналов в пористой среде на удаленных участках ПЗП и по всей вскрытой мощности пласта. По истечении заданного времени выдержки в ПЗП водного раствора нитрилотриметилфосфоновой кислоты скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.
В лабораторных условиях экспериментальным путем определили оптимальное содержание компонентов в технологических жидкостях (очищающем реагенте на водной основе и водном растворе кислоты), при которых было бы обеспечено максимальное восстановление фильтрационных характеристик продуктивного пласта.
Лабораторные исследования осуществлялись в следующей последовательности.
Сформировали рабочий образец, имитирующий ПЗП определенной проницаемости.
После формирования рабочего образца профильтровали через него воду и определили начальный коэффициент проницаемости рабочего образца при заданном перепаде давления. Коэффициент проницаемости рассчитали по формуле:
где: μ - коэффициент динамической вязкости прокачиваемой среды, Па⋅с; l, d - длина и диаметр рабочего образца, м; Р - давление на входе, Па; Рат - атмосферное давление, Па; Q - расход жидкости, м3/с.
При том же перепаде давления через рабочий образец профильтровывали насыщенный глинистый раствор плотностью 1150 кг/м3 до образования глинистой корки и выдерживали образец в течение заданного времени. Далее глинистый раствор выдавливали водой (своеобразный буфер, часто применяемый в промысловых условиях). Затем заполняли полость очищающим реагентом на водной основе, содержащим гидроксиламин солянокислый с добавкой хингидрона и оставляли жидкость в покое на реагирование с глинистой коркой в течение заданного времени. Затем сливали очищающий реагент на водной основе из полости. Далее продавливали в рабочий образец водный раствор нитрилотриметилфосфоновой кислоты. После заданного времени выдержки кислотного состава в обратном направлении профильтровывали воду и определяли коэффициент восстановления проницаемости при заданном перепаде давления.
В лабораторных условиях были проведены исследования, подтверждающие высокую эффективность описанного выше способа очистки ПЗП от глинистых образований скважины, для чего были разработаны различные варианты технологических жидкостей (очищающего реагента на водной основе и водного раствора кислоты), отличающиеся количественным содержанием компонентов.
Пример 1.
Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 11 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,05 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 8 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов и осваивают ее.
Пример 2.
Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 12 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,1 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 9 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов и осваивают ее.
Пример 3.
Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 13 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,2 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 10 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.
Пример 4.
Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 14 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,3 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 11 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.
Пример 5.
Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 15 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,35 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 12 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.
Результаты исследований приведены в таблице.
Из результатов лабораторных исследований, приведенных в таблице, следует, что при применении технологических жидкостей по п. 3 таблицы восстановление проницаемости ПЗП будет недостаточно высоким, а при применении технологических жидкостей по п. 7 таблицы проницаемость будет на уровне, достигнутом применением технологических жидкостей по п.п. 4-6, но при этом расход реагентов увеличится, т.е. применение технологических жидкостей по п. 7 экономически не оправдано.
С учетом результатов указанных выше лабораторных исследований было установлено, что содержание в очищающем реагенте на водной основе гидроксиламина солянокислого в количестве 12-14 мас. % и хингидрона в количестве 0,1-0,3 мас. %, а содержание в водном растворе нитрилотриметилфосфоновой кислоты в количестве 9-11 мас. % (п.п. 4-6 таблицы) является оптимальным для достижения технического результата заявленного способа и позволит повысить эффективность очистки ПЗП и, как следствие, увеличить проницаемость пласта. Повышение проницаемости ПЗП позволит повысить производительность скважин в 1,5 раза.
Заявленный способ очистки ПЗП от глинистых образований обеспечивает повышение производительности эксплуатационных скважин, ПЗП которых оборудована по типу «открытый ствол» за счет повышения эффективности очистки ПЗП.
Claims (1)
- Способ очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований, в котором удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований, при этом объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта, после чего осуществляют промывку от продуктов реакции, закачивают в ПЗП водный раствор кислоты и выдерживают упомянутый раствор в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований, затем осуществляют освоение скважины, отличающийся тем, что очищающий реагент на водной основе содержит гидроксиламин солянокислый в количестве 12-14 мас. % и хингидрон в количестве 0,1-0,3 мас. %, а водный раствор кислоты содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту в количестве 9-11 мас. %.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018108337A RU2679936C1 (ru) | 2018-03-06 | 2018-03-06 | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018108337A RU2679936C1 (ru) | 2018-03-06 | 2018-03-06 | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2679936C1 true RU2679936C1 (ru) | 2019-02-14 |
Family
ID=65442716
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018108337A RU2679936C1 (ru) | 2018-03-06 | 2018-03-06 | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2679936C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2106484C1 (ru) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2172824C1 (ru) * | 2000-11-23 | 2001-08-27 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Способ обработки и разглинизации призабойной зоны эксплуатационных скважин |
| US7028775B2 (en) * | 2001-12-21 | 2006-04-18 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| RU2283952C2 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-09-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2309175C2 (ru) * | 2004-12-22 | 2007-10-27 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Буферная жидкость |
-
2018
- 2018-03-06 RU RU2018108337A patent/RU2679936C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2106484C1 (ru) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2172824C1 (ru) * | 2000-11-23 | 2001-08-27 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Способ обработки и разглинизации призабойной зоны эксплуатационных скважин |
| US7028775B2 (en) * | 2001-12-21 | 2006-04-18 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| RU2283952C2 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-09-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2309175C2 (ru) * | 2004-12-22 | 2007-10-27 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Буферная жидкость |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA006086B1 (ru) | Способ заканчивания нагнетательных скважин | |
| RU2467164C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| US2768694A (en) | Method for forming and renewing wells | |
| RU2679936C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований | |
| RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2451175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) | |
| RU2617135C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2726089C1 (ru) | Способ проведения обработки газовых скважин подземных хранилищ газа | |
| RU2528803C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления | |
| RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| WO2021188125A1 (en) | Reduction of breakdown pressure by filter cake removal using thermochemicals | |
| RU2323243C1 (ru) | Твердый реагент для кислотной обработки скважины и способ кислотной обработки скважины, преимущественно водозаборной | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| US7198106B2 (en) | Method for enhancing gas well secondary recovery operations | |
| RU2127806C1 (ru) | Способ интенсификации притока углеводородов к скважине | |
| RU2168621C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2042801C1 (ru) | Способ обработки перфорированной прискважинной зоны | |
| RU2156353C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины | |
| SU1675545A1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2160827C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия пласта | |
| RU2189442C2 (ru) | Способ очистки прискважинной зоны продуктивного пласта | |
| RU2165014C1 (ru) | Способ обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20211129 |