СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН В ТЕРРИГЕННОМ КОЛЛЕКТОРЕ
METHOD OF SOUR WELL INTERVENTION IN TERRIOGENOUS RESERVOIR

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологии разглинизации призабойной зоны пласта, и может быть использовано в процессе освоения скважин и их эксплуатации с целью интенсификации притока нефти из пласта, сложенного преимущественно терригенными коллекторами.
Известен способ кислотной обработки скважин (патент №2042802, кл. Е21В 43/27). Основным недостатком данного способа при разглинизации прискважинной зоны является то, что раствор способен растворять лишь примеси в глине, и, кроме того, он нарушает коагуляционные контакты в глинистых агрегатах, не растворяя их.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ обработки призабойной зоны пласта раствором, в состав которого входит 15% HCl, 8% бифторид аммония, ПАВ и ингибитор коррозии (Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М., Недра, 1978, 256 с.) Однако в этом способе даже незначительное присутствие карбоната в терригенном коллекторе приводит к образованию гелеобразного фторида кальция, существенно снижающего проницаемость призабойной зоны.
Задачей предлагаемого изобретения является улучшение растворения глинистых минералов за счет исключения образования при глинокислотной обработке труднорастворимого фторида кальция. Кальций может быть как в составе гранулярного коллектора, так и в глинистых кольматирующих образованиях.
Достижение указанного технического результата обеспечивается благодаря использованию эффективных, хорошо сочетающихся друг с другом ингредиентов, а также эффективных технологических приемов.
Технический результат достигается тем, что в способе кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе, включающем закачку технологического раствора в продуктивный пласт, выдержку технологического раствора на реакцию и последующее освоение скважины, первоначально в продуктивный пласт закачивают первый технологический раствор, содержащий следующие компоненты (мас.%):
гидразин солянокислый N<sub>2</sub>H<sub>4</sub>·2HCl
10,8
органические производные фосфоновой кислоты
0,5
поверхностно-активное вещество ПАВ
0,5
ингибитор коррозии
0,5
вода
остальное,
далее после выдержки технологического раствора на реакцию закачивают буферную жидкость, содержащую ПАВ в пределах концентраций 0,5-0,8%, затем закачивают второй технологический раствор, содержащий следующие компоненты (мас.%):
гидразин солянокислый N<sub>2</sub>H<sub>4</sub>·2HCl
10,8
бифторид аммония NH<sub>4</sub>F·HF
4,3
органические производные фосфоновой кислоты
0,5
ПАВ
0,5
ингибитор коррозии
0,5
вода
остальное,
и после выдержки второго технологического раствора на реакцию проводят освоение скважины.
При этом ширина зоны распространения фильтрационной дисперсии буферного раствора должна быть менее ширины зоны распространения первого технологического раствора в пласте.
Способ реализуется следующим образом. Вначале в продуктивный пласт закачивают первый технологический раствор, содержащий следующие компоненты (мас.%);
гидразин солянокислый N<sub>2</sub>H<sub>4</sub>·2HCl
10,8
органические производные фосфоновой кислоты
0,5
ПАВ
0,5
ингибитор коррозии
0,5
вода
остальное.
+
+
3
Гидразин солянокислый по механизму взаимодействия с кольматирущими образованиями относится к реагентам полифункционального действия. Растворяющая способность реагента основана как на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водоворода H (в водной среде ионов НО), так и на восстановительных свойствах раствора, реакции которого сопровождаются изменением степени окисления элементов, входящих в состав реагирующих веществ. Процесс сопровождается перемещением электронов от реагента-восстановителя к окислителю, входящему в состав кольматирующих образований и растворяющемуся в результате данного процесса.
В качестве органических производных фосфоновой кислоты базовая основа содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) или оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ).
В качестве ПАВ используют катионные или неионогенное поверхносно-активное вещество, или их смесь, например катионные ПАВ - «Кама-03», неионогенное ПАВ - неонол АФ.
В качестве ингибитора коррозии используют:
СНПХ-6501 (выпускаются по ТУ 39-0576570-ОП-216-95);
нейтинг (выпускается по ТУ 2499-037-53501222-2003);
КИ-1 (выпускается по ТУ 6-01-4689387-34-90.
Объем первого раствора рассчитывают, исходя из дальности проникновения в пласт, на 0,5 м. Время выдержки раствора на реакцию 1-2 часа.
Далее закачивают буферную жидкость, содержащую ПАВ в пределах 0,5-0,8%. Объем буферного раствора рассчитывают по фильтрационной дисперсии.
d
При закачке технологического раствора в зону обработки происходит поршневое вытеснение, и этот процесс сопровождается процессами фильтрационной дисперсии, обусловленной макро- и микронеоднородностью, что неизбежно приводит к образованию взаимного смешения технологического раствора с пластовыми водами и, как следствие этого, вторичное образование и осаждение твердой фазы из уже растворенных компонентов кольматирующих образований. В общем случае зона смешения располагается по обе стороны от границы поршневого вытеснения. В соответствии с основами гидродинамики предложен целый ряд формул для определения ширины зоны фильтрационной дисперсии L, которые дают близкие между собой результаты. С использованием известных зависимостей и полученных результатов опытов по нагнетанию индикаторов в песчаные коллекторы для практических расчетов получена следующая зависимость:
d
0,5
L=·(λ·L)
где λ - параметр гидродисперсии, м; L - граница поршневого вытеснения, т.е. зоны обработки, м.
Так, например, экспериментально установлено, что для песчаных коллекторов параметр гидродисперсии изменяется от 0,01 до 0,001, а коэффициент «а» принимается равным 4,7. Ширина зоны распространения фильтрационной дисперсии буферного раствора должна быть менее ширины зоны распространения первого технологического раствора в пласте. Времени на выдержку буферного раствора не требуется.
Закачивают второй технологической раствор, содержащий следующие компоненты:
гидразин солянокислый N<sub>2</sub>H<sub>4</sub>·2HCl
10,8
бифторид аммония NH<sub>4</sub>F·HF
4,3
органические производные фосфоновой кислоты
0,5
ПАВ
0,5
ингибитор коррозии
0,5
вода
остальное.
Объем второго глинокислотного раствора должен быть не менее объема первого раствора. Время выдержки в пласте 1-1,5 часа.
Проводят освоение скважины.
Пример. Конкретная реализация способа иллюстрируется материалами опытно-промышленных работ, проведенных на ряде скважин Юганской группы месторождений. Геолого-физические характеристики пластов и флюидов, где приводились реагентные обработки добывающих скважин, характеризуются следующими значениями (Таблица 1).
Геолого-физические характеристики пластов и флюидов месторождений Юганской группы
Таблица 1
№ п/п
Показатели
Единицы измерения
Значения
1
Средняя мощность нефтенасыщенных песчаников
м
8,0-8,8
2
Средняя пористость
Доли
0,18-0,24
3
Средняя проницаемость
мД
42-130
4
Начальный коэффициент нефтенасыщения
Доли
0,51-0,65
5
Пластовая температура
С°
90-99
6
Средняя глубина залегания
м
2400-2800
7
Начальное пластовое давление
МПа
28,0-31,5
8
Газовый фактор
м<sup>3</sup>/м<sup>3</sup>
56-85
9
Вязкость нефти в пластовых условиях
сП
1,16
10
Плотность нефти в пластовых условий
кг/м<sup>3</sup>
8210-8240
В таблице 2 представлены результаты реагентной разглинизации по прототипу. В таблице 3 показана эффективность реагентной разглинизации по заявленному способу. Из приведенных данных видно, что среднее увеличение дебита скважин по прототипу составляет 49%, а по заявляемому способу 322%.
Результаты, приведенные в таблицах 2 и 3, показывают, что предлагаемый способ кислотной обработки имеет следующие преимущества перед прототипом.
Эффективность реагентной разглинизации скважин Юганской группы по прототипу
Таблица 2
№
Дебит, т/сутки
Приращение
п/п
До обработки
После обработки
дебита, т/сутки
1
5,0
7,5
2,5
2
5,3
6,8
1,5
3
6,2
10,5
4,3
4
4,0
9,6
5,6
5
3,9
5,2
1,3
6
4,3
6,3
2,0
7
6,8
8,1
1,3
8
5,8
6,2
0,4
Эффективность реагентной разглинизации скважин Юганской группы по заявке
Таблица 3
№
Дебит
т/сутки
Приращение
п/п
До обработки
После обработки
дебита, т/сутки
1
6,3
17,1
10,8
2
6,3
18,8
12,5
3
3,2
18,8
15,6
4
4,0
18,8
14,8
5
5,9
22,4
16,5
6
8,3
27,7
19,4
7
5,8
22,8
17,0
8
5,8
20,0
14,2
9
8,3
23,6
15,3
10
3,3
28,5
25,2
11
5,2
21,6
16,4
- характеризуется высокой растворяющей способностью по отношению к глинистым материалам, отсутствием вторичных осадков даже при высоких пластовых температурах;
- обеспечивает более существенное по сравнению с прототипом увеличение проницаемости терригенных коллекторов по нефти, т.е. существенно повышает эффективность обработки ПЗП.