Способ обработки призабойной зоны пласта

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разрушения стойких водонефтяных эмульсий от асфальто-смоло-парафиновых отложений в призабойной зоне пласта. Повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины и терригенных отложений достигается путем закачки в скважину состава, содержащего раствор щелочи, и поверхностно-активного вещества неионогенного типа в пресной воде. В зависимости от условий в скважине в качестве щелочи берут или гидроокись аммония, или едкий натр, или едкий калий. Состав заканчивают до низа насосной колонны и оставляют скважину в покое. Так как растворитель имеет более высокий удельный вес, чем пластовый флюид, то при выдержке скважины в покое состав опускается в нижнюю часть ствола скважины и вступает во взаимодействие с продуктивным пластом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважин.

При глушении скважин буровыми растворами или пластовой водой происходит ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта за счет образования стойкой водонефтяной эмульсии, блокирующей поры продуктивного горизонта. В результате вокруг ствола скважины образуется водонефтяной барьер, преграждающий путь нефти из пласта к скважине.

Известен способ щелочного воздействия на продуктивный пласт путем закачки раствора щелочи концентрации 0,2-0,4% в котором в качестве щелочи берут гидрат окиси натрия или аммония [1] Однако этот способ малоэффективен при блокировании приствольной части скважины водонефтяной эмульсией.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки в нее растворителей-водопоглотителей на основе спиртов [2] Однако этот способ также малоэффективен и требует значительных затрат времени и средств. Для проведения обработки насосные трубы (НКТ) нужно допускать до нижней границы перфорированной части продуктивного пласта и производить длительную промывку скважины. А так как удельный вес спиртов меньше удельного веса нефти (0,79-0,795 г/см³), то спирты не проникают в пласт и производят разрушение эмульсии только в поверхностной части ствола скважины. Поэтому водонефтяной барьер остается почти нетронутым. Способ требует установки на скважине подъемника для производства спуско-подъемных операций.

Более близким к предлагаемому по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки в нее растворителей и извлечения на поверхность продуктов разрушения [3] Данный способ эффективен в карбонатных отложениях и при трещиноватых коллекторах. Однако в терригенных коллекторах эффективность способа очень низкая. Это объясняется следующим.

Скелет породы в таких породах имеет в своем составе труднорастворимые окислы, например SiO₂ и др. А так как раствор ПАВ не может растворить скелет породы, то находящаяся там связанная вода и крупные глобулы эмульсии остаются вне зоны действия.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины в терригенных коллекторах, блокированных водонефтяной эмульсией.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины путем закачки в нее растворителей и извлечения на поверхности продуктов разрушения, в качестве растворителей применяют растворы щелочей и неионогенных поверхностно-активных веществ при следующем соотношении компонентов, мас.

Щелочь 3-43 Неиногенное ПАВ 0,5-1,5 Пресная вода Остальное при этом растворитель подают до низа насосной колонны в объеме, занимающем по высоте не менее 500 м ствола скважины, после чего скважину оставляют в покое для опускания растворителя в призабойную зону и последующего воздействия на нее, а по окончании воздействия производят извлечение продуктов разрушения на поверхность.

Предложены разные варианты обработки. Первый вариант, когда в качестве щелочи применяют гидроокись аммония, при следующем соотношении компонентов, мас.

Гидроокись аммония 12-43 Неионогенное ПАВ 0,5-1,5 Пресная вода Остальное Второй вариант: в качестве щелочи применяют гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.

Гидроксид натрия 4-15
Неионогенное ПАВ 0,5-1,5
Пресная вода Остальное
Третий вариант: в качестве щелочи применяют гидроокись калия при следующем соотношении компонентов, мас.

Гидроокись калия 3-12
Неионогенное ПАВ 0,5-1,5
Пресная вода Остальное
В качестве щелочи применяют щелочи наиболее активных металлов: K, Na и IH₄. В качестве неионогенных: неонол, лисолван 4411, ОП-7, ОП-10 и др.

Способ осуществляют следующим образом.

Приготавливают в емкости предлагаемый растворитель согласно названной выше рецептуре. Этот состав закачивают в скважину до низа насосной колонны и оставляют скважину в покое для опускания растворителя в призабойную часть скважины и последующего "растворения" обрабатываемой зоны. По окончании воздействия скважину пускают в работу для очистки призабойной зоны пласта от продуктов разрушения.

Эффект при обработке достигается за счет следующего.

Так как стенки перфорационных каналов покрыты пленкой нефти, то за счет наличия в растворителе мелко диспергированного ПАВ эта пленка быстро отмывается. Наличие ПАВ снижает вязкость водной фазы и межфазное натяжение на границе нефть-вода. В результате глинистые частицы, имеющиеся в скелете горных пород, лучше гидратируют. В результате за счет улучшения проницаемости призабойной зоны обеспечивается более эффективный вынос инфильтрата и в том числе фазовой проницаемости для нефти. Происходит разрушение крупных глобул водонефтяной эмульсии, находящихся в порах пласта пристволовой части скважины.

Так как поверхность пласта "очистилась" от нефтяной пленки, в том числе "очистились" поры пласта приствольной части скважины от водонефтяной эмульсии, то со скелетом пласта начинает реагировать щелочная часть растворителя. В ходе реакции из глинистых частиц и кремнийсодержащих пород "удаляется" SiO₂. Реакция идет по такой схеме (на примере NaOH):
2NaOH+SiO₂ Na₂SiO₃+H₂O
Силикат натрия является хорошим эмульгатором, растворимым в воде. А вода имеется и в составе растворителя и в водонефтяной эмульсии. Поэтому образующийся силикат натрия растворяется в этой воде. А так как частицы SiO₂ являются связующими звеньями в глинистых частицах, то связь между частицами нарушается. Окислы металлов (Al₂O₃ и др.), потерявшие молекулярную связь с другими элементами глинистой молекулы, превращаются в мелкодисперсные частицы и легко выносятся по каналам продуктивного пласта в момент вызова притока.

В результате разрушения скелета пласта, окружающего ствол скважины, растворитель получает доступ к скелету горного массива, контактирующему со скелетом пласта, разрушенному при начальном воздействии растворителя, описанному выше. Вначале полезное действие оказывается ПАВ, диспергированной в водной фазе растворителя. ПАВ отмывает нефть, АСПО и пр. находящуюся на стенках скелета продуктивного пласта, разрушает глобулы водонефтяной эмульсии, находящиеся в порах пласта. С чистым (отмытым) каркасом вступает в реакцию щелочная часть растворителя. После разрушения этой части горного массива, окружающего ствол скважины, ПАВ отмывает стенки нового скелета горного массива, прилегающего к предыдущему. И так до тех пор, пока в растворителе будет щелочная часть и ПАВ. Движение растворителя в сторону пласта и в последующем по пласту обеспечивают гравитационные силы (так как удельный вес растворителя всегда выше удельного веса флюида пласта). Наличие ПАВ в растворителе ускоряет диспергирование разрушенных частиц в водной фазе растворителя и водонефтяной эмульсии. Таким образом, наличие в растворителе щелочи и неионогенных ПАВ обеспечивает эффективное воздействие на призабойную часть. Каждая составная часть подготавливает фронт воздействия для следующей части. При этом продукты реакции удаляются (переходят в растворитель). В результате ПАВ эффективно отмывает поверхность скелета горных пород по глубине пласта, а щелочь его постоянно разрушает. При наличии АСПО (асфальто-смолисто-парафинных частиц) происходит их эффективное "растворение" за счет снижения межфазного натяжения на границе нефть-растворитель.

Пример 1. Способ применили на скважине N 36 Бугреватовского месторождения.

Данные по скважине: эксплуатационная колонна 146 мм спущена на 3600 м, насосная колонна (НКТ o 73 мм) на 1900 м. Скважина эксплуатировалась глубинно-насосным способом. После ремонта скважины дебит снизился в два раза из-за образования вокруг ствола скважины барьера из-за стойкой водонефтяной эмульсии. Продуктивные отложения представлены песчаниками, аргилитами, т.е. терригенными образованиями. Забойная температура в интервале перфорации 3500-3510 69^oC.

Способ осуществляют следующим образом.

Приготовили 7 м³ растворителя с концентрацией гидрата окиси аммония 21% и ПАВ (неонол В1416-12) 0,7% Все это тщательно перемешали в мерниках агрегата и при открытом трубном пространстве закачали в затрубное пространство, продавив его нефтью до низа насосной колонны. Закрыли трубное и затрубное пространства и скважину оставили в покое на 27 ч. После этого скважину ввели в эксплуатацию (не поднимая глубинно-насосное оборудование). Дебит скважины восстановился.

Оптимальное соотношение компонентов, входящих в состав растворителя по данному способу (по данным лабораторных исследований и проверенных в промысловых условиях при обработке 14 скважин разной глубины), находится в следующих пределах, мас. гидрат окиси аммония 12-43, неионогенное ПАВ 0,5-1,5, пресная вода остальное. Более высокое содержание NH₄OH и ПАВ для более вязких нефтей и пониженных температур. Способ применяется при пластовых температурах до 70^oC.

Время выдержки скважины в потоке определяется исходя из следующего. Как установлено экспериментально, скорость опускания растворителя при разности удельных весов 0,15 и выше составляет 70 м/с. Удельный вес нефти, заполняющей ствол скважины N 36, равен 0,82 г/см³, а растворителя 1,05 г/см³. До призабойной зоны от низа насосной колонны расстояние составляет 3500 1900 1600 м. Время, необходимое для перемещения растворителя от низа насосной колонны до призабойной зоны, составит 1600: 70=22,8 ч 23 ч. Плюс время на воздействие в призабойной зоне 4 ч. Общее время нахождения скважины в покое: 23+4 27 ч.

Пример 2. Способ применили на скважине N 57 Бугреватовского месторождения (другой блок).

Данные по скважине: эксплуатационная колонна o 146 мм спущена на 3850 м, насосная колонна 1980 м. Скважина эксплуатируется с помощью глубинно-насосного оборудования. После ремонта скважины дебит снизился с 12 т в сутки до 3,7 т из-за блокирования призабойной зоны стойкой водонефтяной эмульсии и закупорки ее асфальто-смолисто-парафиновыми частицами. Забойная температура 78^oC. Интервал перфорации 3773-3791 м. Удельный вес нефти 0,981 г/см³, вязкость 100-110 сст.

Для обработки ПЗП приготовили 9 м³ растворителя следующего состава, мас. NaOH 15, неонол B 1020-40 1,5 и закачали его до низа насосной колонны, продавив с помощью эмульсионного раствора удельного веса 1,4 г/см³, и скважину оставили в покое на 36 ч из расчета обеспечения для воздействия растворителя на ПЗП не менее 6 ч. После этого скважину ввели в эксплуатацию с прежним дебитом (12 т в сутки).

По данным испытаний данный способ наиболее эффективен при забойных температурах свыше 70^oC, удельном весе нефти свыше 0,89 г/см³ и вязкости ее больше 80 сст.

Пример 3. Способ применили на скважине N 29 Бугреватовского месторождения для очистки от АСПО и разрушения стойкой водонефтяной эмульсии (новый блок месторождения).

Данные по скважине: эксплуатационная колонна o 140 мм спущена на 4465 м, колонна НКТ на 3100 м. Скважина эксплуатируется газлифтным способом. Интервал перфорации: 4391-4412 м. Забойная температура 101^oC. Удельный вес нефти 0,983 г/см³, вязкость 224 сст.

Приготовили растворитель 7,5 м³ следующего состава, мас. KOH 12, ПАВ ОП-10 1,4 и закачали до низа насосной колонны, продавив эмульсионным раствором удельног веса 1,35 г/см³. Скважину оставили в покое на 24 ч из расчета времени воздействия растворителя не менее 3 ч. После этого скважину ввели в эксплуатацию газлифтным способом. В первые 2 ч после пуска скважины в работу выносило продукты разрушения призабойной зоны, после чего дебит скважины восстановился и стал равным 17,3 т в сутки безводной нефти.

Лабораторным путем установлено следующее оптимальное соотношение компонентов растворителя, мас. KOH 3-12, ПАВ 0,5-1,5. Верхний предел содержания компонентов для более тяжелых нефтей и более вязких. Рациональная область применения способа с данным растворителем: удельный вес нефти более 0,92 г/см³, вязкость свыше 150 сст при забойных температурах свыше 100^oC.

Достоинства предлагаемого способа:
1. Способ позволяет эффективно обрабатывать как нефтяные, так и нагнетательные скважины с терригенными коллекторами, сложенными глинистыми и кремнийсодержащими породами, имеющими низкую проницаемость с наличием парафина и смолистых свыше 20% Особенно эффективен на больших глубинах (с забойной температурой свыше 100^oC, где кислотные растворы не могут быть применены из-за малой их активности в таких условиях). Наибольшая эффективность способа с целью разрушения стойкой водонефтяной эмульсии с одновременной закупоркой ПЗП асфальто-смолисто-парафиновыми частицами.

2. Технология способа проста и не требует переподготовки персонала.

3. Для обработки по предлагаемому способу не требуется производить подъем скважинного оборудования.

Способ прошел испытания в Ахтырском НГДУ и с 1.XI.92 принят к внедрению техсоветом НГДУ.

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки в нее щелочи, неионогенного поверхностно-активного вещества и пресной воды, отличающийся тем, что данные компоненты берут при следующем соотношении, мас.

Щелочь 3 43
Неионогенное поверхносто-активное вещество 0,5 1,5
Пресная вода Остальное
при этом удельный вес данного состава превышает удельный вес пластового флюида не менее чем на 0,15 г/см³.