СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРИРОДНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРА, УХУДШЕННЫХ ПРИ ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА БУРЕНИЕМ
METHOD FOR RECOVERY OF RESERVOIR NATURAL PROPERTIES, IMPAIRED DURING ITS OPENING WITH BORING

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления природных свойств коллектора продуктивного пласта, загрязненного с неуправляемым проникновением в призабойную зону пласта (ПЗП) фильтратов бурового и цементного растворов, при вскрытии продуктивного пласта бурением и цементировании обсадной колонны, образующие устойчивые водонефтяные эмульсии, блокирующие проницаемые интервалы.
Известны способы и устройства для восстановления коллекторских свойств пласта (см. а.с. СССР №156127, МПК Е21В 43/25, 1966 г. и патент на п/м RU №48203, МПК Е21В 43/25, 2005 г.). Известный способ заключается в том, что напротив обрабатываемого интервала продуктивного пласта устанавливают имплозионные устройства - гидрогенераторы давления (ГГД). В результате создания в обрабатываемой зоне кратковременной депрессии и последующего гидродинамического удара падающим столбом жидкости происходит очистка ПЗП и дренирование за счет образования искусственных или расширения естественных каналов флюидонасыщенных пластов.
Недостатком способа является низкая эффективность очистки ПЗП от загрязняющих материалов и условий для создания гидравлического удара, которые снижают успешность его применения.
Известен также способ и устройство обработки призабойной зоны скважины (см. а.с. СССР №1471638, БИ №13, 1989), когда в нее опускается специальное устройство - волновой генератор на трубах в интервал продуктивного пласта и в него нагнетается жидкость с расходом 20…25 л/с при давлении 23…27 МПа.
Недостатком способа является длительное воздействие высокого давления и большой расход технологической жидкости (до 60 мин на 1 метр продуктивного интервала), что может явиться причиной утечек в трубах и привести к авариям. К существенным недостаткам способа также можно отнести и проникновение рабочего агента в продуктивный пласт при нагнетании жидкости под большим давлением, превышающим пластовое давление. Данное обстоятельство приводит к смешиванию нефти с рабочим агентом и возникновению высоковязкой трудно извлекаемой из пласта эмульсии. Дополнительно генерируемые генератором акустические волны и кавитационные эффекты в призабойной зоне приводят к разрушению поверхностного слоя стенок призабойной зоны, закупориванию пор и каналов из-за воздействия высокого давления.
Известен буровой раствор на нефтяной основе (см. патент РФ №2243984, С09К 7/02, опубл. в БИ №1, 2005 г.), используемый при вскрытии бурением продуктивных пластов с целью предотвращения загрязнения фильтратами бурового раствора и, следовательно, сохранения природных свойств коллектора, содержащий оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) или карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), нефтепродукт - в качестве структурообразователя, порошкообразный высокодисперсный наполнитель с ассоциированным газом (воздух, азот) при следующем соотношении ингредиентов:
оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) или
карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ)
0,2÷0,3
нефтепродукт (нефть товарная, дизтопливо, масло)
5÷30
ПАВ (сульфанол, ОП-10)
0,02÷0,05
Высокодисперсный наполнитель (модифицированный бетонит, лигносульфанаты)
0,9÷1
Газовоздушная смесь - воздух, азот (объемных)
2÷20
Вода
остальное
Практика использования на нефтяных промыслах ОАО «Татнефть» известного бурового раствора показала его эффективность в сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта и обеспечила сокращение срока вызова притока продукции пласта и повышение его продуктивности, и позволила добиться ожидаемого дебита скважины.
К недостаткам известного бурового раствора можно отнести его высокую стоимость, токсичность, пожароопасность, возможность загрязнения окружающей среды отходами бурения, проблемы безопасной их утилизации.
Известен химический способ обработки призабойной зоны скважины (см. патент РФ №2203409, 7 Е21В 43/22, 37/06, БИ №12, 2003 г.), включающий закачку композиции поверхностно активного вещества (ПАВ) в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию. При этом в качестве ПАВ используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации, причем предварительно скважину обрабатывают растворителем или кислотным раствором.
В качестве соли госсиполовой смолы используют кальциевые, цинковые, бариевые и натриевые соли, получаемые путем дополнительной обработки госсиполовой смолы. Растворы данных солей являются анионными ПАВ вследствие содержания в составе от 52 до 64% синтетических жирных кислот и их производных. В качестве продавочной жидкости используют безводную нефть. В качестве растворителей используют: гексановую фракцию, бензин БР-2, бензин нестабильный, керосин и широкую фракцию легких углеводородов. В качестве ароматических растворителей используют: этилбензольную фракцию, бутилбензольную фракцию, толуольную фракцию, толуолнефтяной, нефраз АР-120/200 и другие. В качестве смеси растворителей используют растворитель «МИА-ПРОМ», представляющий собой композиционную смесь парафиновых и ароматических углеводородов.
Смесь растворителей используют при массовом соотношении алифатического растворителя и ароматического растворителя (1-1,5)☹1,5-1) соответственно.
В качестве кислотного состава используют водный раствор соляной кислоты.
Известный способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа. К недостаткам этого способа можно отнести следующее.
1. Он не обладает достаточной растворяющей способностью, всего от 55,9% до 80%, что делает обработку ПЗП продолжительной (48 часов).
2. Используемая композиция многокомпонентная, что вызывает определенные трудности в приготовлении ее.
3. Предварительная обработка прифильтровой зоны скважины, являясь определенным технологическим процессом, также требует наличия материалов обработки и затрат времени.
Технической задачей настоящего изобретения является упрощение технологии и снижение стоимости обработки ПЗП за счет использования доступных и недефицитных материалов и сокращения затраты времени.
Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим закачивание в интервал продуктивного пласта композицию поверхностно-активного вещества (ПАВ) в смеси с растворителем, продавку композиции в призабойную зону пласта (ПЗП) и проведение технологической выдержки.
Новым является то, что композиция содержит в качестве указанного ПАВ «Ойл-Пласт 04» и дополнительно - натриевое жидкое стекло, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Натриевое жидкое стекло
3-5
КМЦ
0,2-0,4
«Ойл-Пласт 04»
0,8-1,6
Вода
остальное
3
причем после продавки композиции в ПЗП до гидростатически равновесного состояния проводят закачку в колонну бурильных труб глинистого раствора в объеме 0,1-0,15 м, не превышая давления на манометре цементировочного агрегата - ЦА-320М 4 МПа, повторяемую несколько раз до получения отсутствия снижения давления на указанном манометре, предварительно герметизировав заколонное пространство путем закрытия устьевого противовыбросного оборудования и приподняв бурильную колонну труб выше верхнего уровня композиции, осуществляют технологическую выдержку, спустив обсадную колонну до забоя, скважину промывают.
Патентные исследования на новизну существенных признаков предложения проводились по патентному фонду института «ТатНИПИнефть» ретроспективностью в 20 лет. Результаты патентных исследование показали, что объекты, охарактеризованные такой совокупностью существенных признаков, не обнаружены, следовательно, можно предположить, что заявляемый объект обладает новизной и, по нашему мнению, соответствует критерию изобретательского уровня.
3
3
Используемые реагенты по предлагаемому способу выпускаются отечественной промышленностью. Так натриевое жидкое стекло применяли, выпускаемое по ГОСТ 13078-81, и представляет вязкую жидкость серого цвета, плотностью 1,36-1,45 г/см с силикатным модулем - 2,3-2,7. КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза - по ОСТ 6-05-351-81, мелкозернистый порошок белого цвета. Комплексный ПАВ с растворителем - «Ойл-Пласт 04» - по ТУ 2383-005-126396633-99, жидкость светло-зеленого цвета, плотностью 1,01-1,015 кг/м, стабильность до 250 С°, используется нефтяниками как добавка к буровым растворам. Вода - техническая.
Раствор композиции для осуществления способа приготавливают следующим образом.
3
3
Его готовят в объеме 6 м в следующее последовательности. В мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320М набирают 2 части технической воды от общего объема и при циркуляции воды по схеме «мерная емкость» - насос - чанок - насос - мерная емкость добавляют натриевое жидкое стекло. КМЦ вводят в водный раствор натриевого жидкого стекла через чанок ЦА-320М, добавляя небольшими, но равными порциями. При этом циркуляцию продолжают до полного растворения КМЦ. В полученный раствор через чанок небольшими порциями вводят «Ойл-Пласт 04» и по вышеуказанной схеме осуществляют циркуляцию до полного его перемешивания. Затем полученный концентрированный раствор разбавляют до объема 6 м. В случае ценообразования в процессе приготовления раствора в него вводят 4 литра пеногасителя, например, марки ПЕНТА - 463.
Рецептура раствора композиции приведена в нижеприведенной таблице.
Таблица
состав
свойства
Вода техническая, мас.%
Натриевое жидкое стекло, мас.%
КМЦ, мас.%
«Ойл-Пласт 04», мас.%
Плотность, кг/м<sup>3</sup>
Условная, вязкость, с
93,5
5,0
0,4
1,1
1040
19,5
Способ осуществляют в следующей последовательности.
3
После бурения скважины до проектной глубины, которое заканчивалось с первичным вскрытием продуктивного пласта, скважину прорабатывают одним из известных методов, например, очистительными устройствами различной конструкции спускаемым на колонне бурильных труб и промывку скважины созданием круговой циркуляции (см. патент РФ №1723311, МПК Е21В 37/02, БИ №12, 90 г., или патент РФ №2194609, МПК Е21В 37/02, БИ №2, 2000 г.), или с использованием устройств по патентам №1627672, МПК Е21В 10/18, БИ №6, 91 г., №2168600, МПК Е21В 10/18, БИ №16, 2001 г. в которых описана проработка стенок ствола скважины струей жидкости, истекающей из гидромониторных насадок, направленных перпендикулярно или под углом к стенкам скважины, а также с помощью калибрующих лопастей с очистительными скребками. Затем по окончании процесса проработки с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М в скважину закачивают по колонне бурильных труб, спущенных до забоя, приготовленный раствор композиции и продавливают его буровым раствором в призабойную зону продуктивного пласта до гидростатически равновесного состояния, после чего проводят гидродинамические исследования по определению приемистости пластов продуктивного разреза, закачиванием в колонну бурильных труб глинистого раствора в объеме 0,1-0,15 м, не превышая давления на манометре цементировочного агрегата - ЦА-320М 4 МПа, предварительно герметизировав заколонное пространство путем закрытия устьевого противовыбросного оборудования и приподняв колонну труб выше верхнего уровня композиции, которая остается в скважине до спуска колонны до забоя и первой промывки ствола скважины в полный цикл. За полный цикл принят объем промывочной жидкости для осуществления операции промывки, равный объему скважины.
В случае снижения значения опрессовочного давления на манометре закачивание глинистого раствора в колонну бурильных труб повторяют несколько раз до получения постоянных значений давления на манометре ЦА-320М. Добившись отсутствия снижения давления на манометре, колонну бурильных труб извлекают на поверхность, а раствор обработки оставляют на продолжение дальнейшей пропитки пласта до 20-24 часов. По истечении этого времени в скважину спускают колонну обсадных труб и после полного цикла промывки ее цементируют.
Механизм действия применяемого по способу обрабатывающего раствора заключается в следующем.
Содержащееся в обрабатываемом растворе жидкое натриевое стекло, реагируя с различными солями, содержащимися в жидкой фазе глинистого и цементного растворов, а также в пластовых водах образует в порах и каналах труднорастворимые соединения в виде осадка, в результате происходит эффект снижения проницаемости водоносных пропластков, степени набухания глин, следовательно, и способствует упрочнению структуры глинистой корки. При этом одновременно происходит и восстановление природных свойств коллектора, ухудшенных при первичном вскрытии продуктивного пласта бурением за счет проникновения в поры, каналы и трещины компонента «Ойл-Пласт 04», входящего в состав обрабатывающего раствора. «Ойл-Пласт 04» представляет собой сочетание неионогенных, анионактивных и катионоактивных ПАВов, полярных растворителей, стабилизаторов, усилителей (бустеры) и ингибиторов. Указанные составляющие ингредиенты физико-химически воздействуют на капилляры продуктивного пласта, снижая энергетический уровень процессов разрыва связей «нефть-вода», в результате повышается проницаемость пласта с одновременным подключением в работу неосвоенных и засоренных пропластков, увеличивая фазовую проницаемость по нефти. Входящий в состав обрабатывающего раствора КМЦ выступает как замедлитель реакции жидкого стекла с солями, содержащимися в жидкой фазе глинистого бурового раствора.
Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа заключается в следующем.
Способ испытывался в промысловых условиях ОАО «Татнефть». Согласно результатам промысловых испытаний при креплении скважины в продуктивном интервале удалось исключить поглощение цементного раствора, увеличить коэффициент напряженности цементного камня с колонной в интервале продуктивного пласта в среднем до 0,95 вместо 0,89 по базовым скважинам и получить ожидаемый дебит скважины в соответствии с проектом разработки нефтяной залежи.