Химическая обработка ПЗП в скважинах с АВПД

Для восстановления и увеличения ФЕС пластов с аномально высоким пластовым давлением, вскрытых, как правило, на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, авторами данной работы разработана новая трехрастворная композиция и технология ее применения на скважинах.

Скважины, вскрывшие пласты на таких растворах, трудно осваиваются и имеют в последствии пониженную производительность за счет того, что проникшие в пласт фильтрат бурового раствора и сам раствор, утяжеленный баритом, кольматируют прискважинную зону пласта, снижают фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов в ПЗП.

Воздействие на утяжеленный баритом полимерглинистый буровой раствор композициями различных химических соединений при высокой температуре (свыше 100 °С) приводит к беспорядочному движению атомов и молекул в системе и, следовательно, к увеличению энтропии, являющейся одной из основных термодинамических функций системы, к снижению устойчивости системы и, как следствие, удалению бурового раствора и его фильтрата этими композициями из ПЗП, очищению прискважинной зоны и увеличению проницаемости этой зоны.

Известны способы интенсификации притоков нефти и газа кислотной обработкой ПЗП, основанные на закачке в пласт соляно-кислотных и глинокислотных растворов определенной концентрации (Шалимов В.П. и др., 1972; Минеев В.П. и др., 1981; Сидоровский В.А. и др., 1978).

Недостатком данных способов является то, что кислоты не способны растворить барит, входящий в состав утяжеленного полимерного или полимерглинистого бурового раствора.

Известен способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из водного раствора гипохлорита кальция Са(СlО)₂ × 2Н₂О с добавкой неиногенного поверхностно-активного вещества НПАВ типа «дисолван» (патент РФ      № 2209957).

Недостатком этого способа является то, что он малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, и, в частности, сильный окислитель - гипохлорит кальция, не способен растворить барит, и действует только на полимерную составляющую.

Существует способ интенсификации притоков углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из смеси каустической соды NaOH и глинокислоты (Ланчаков Г.А., 1995).

Недостатком этого способа является то, что он также малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых, утяжеленных баритом, буровых растворах, когда их фильтрат или сам раствор с баритом, проникая в ПЗП, ухудшают фильтрационную характеристику коллектора, и рабочий агент действует, в основном, на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора.

Эффект от воздействия на ПЗП разработанной нами трехрастворной композиции заключается в очищении и увеличении проницаемости ПЗП, повышении эффективности работ по воздействию на ПЗП, сокращении времени освоения скважин, интенсификации притоков углеводородов и увеличении производительности скважин, вскрывших пласты с АВПД.

Для решения поставленной задачи, был выполнен комплекс лабораторных исследований. Для перевода нерастворимого в кислотах барита BaSО₄ в растворимый в соляной кислоте НСl карбонат бария BaСО₃ воздействовали раствором кальцинированной соды Na₂CO₃ при высоких температурах - свыше 100 °С.

Реакция протекает по следующей схеме:

 

ВаSO₄ + Na₂CO₃ = ВаCO₃ + Na₂SO₄;

                                                                                                         CO₂

                                     ВаCO₃+ 2НСl = BaCl₂ + H₂CO₃

                                                                                                         H₂O

 

Наилучшие результаты лабораторных исследований по увеличению проницаемости были получены при обработке кернов 6, 0 %-ным раствором Na₂CO₃ и 8, 0 %-ным раствором HCl.

Результаты лабораторных исследований по обработке кернов, насыщенных полимерглинистым раствором и его фильтратом, полимерразрушающим реагентом на основе гипохлорита кальция Са(СlО)₂ × 2Н₂О показали, что концентрация гипохлорита кальция, равная 10, 0 % наиболее оптимальна, а выдержка реагента в керне может составлять 1, 0-18, 0 ч. (Патент РФ № 2209957).

Были выполнены исследования по закачке в искусственные керны высокой проницаемости полимерглинистого раствора, утяжеленного баритом (r=1685 кг/м³) и определению степени восстановления проницаемости после обработки керна       6, 0 %-ным раствором Na₂CO₃, 8, 0 %-ным раствором HCl, 10, 0 %-ным водным раствором Са(СlО)₂ × 2Н₂О и раствором смеси глинокислоты 1(0, 0 %-ная HCl + 5, 0 % об. HF) с аскорбиновой кислотой (0, 2 % об. С₆Н₈О₆).

Аскорбиновая кислота является стабилизатором раствора глинокислоты и способствует предупреждению выпадения из раствора окисных соединений железа в осадок в виде гидратов окиси железа, т.е. в присутствии аскорбиновой кислоты соединения железа полностью находятся в растворенном состоянии и не выпадают из глинокислотного раствора в течение длительного времени.

Искусственный керн готовился следующим образом. Отбиралась проба песчаного материала фракции 0, 4 – 1, 2 мм и помещалась в цилиндрический контейнер, сжималась давлением 12, 0 МПа. Цилиндрический контейнер взвешивался и определялась масса сухой породы.

Затем контейнер с керном насыщался под вакуумом керосином. Перед зарядкой контейнера в кернодержатель, контейнер взвешивался и определялась масса породы, насыщенной керосином.

Контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался давлением           12, 0 МПа, прогревался до температуры 105 °С, прокачивался керосин и определялась проницаемость искусственного образца керна по керосину (К₁). Проницаемость составила 372, 1× 10^-3 мкм².

Затем керн вынимался из металлического контейнера и песок перемешивался с буровым полимерглинистым раствором, утяжеленным баритом в объеме, равном поровому объему образца керна. Песок, перемешанный с буровым раствором, в объеме, соответствующем первоначальному, помещался снова в металлический контейнер, сжимался эффективным давлением 12, 0 МПа и насыщался под вакуумом керосином. Затем контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался эффективным давлением 12, 0 МПа, прогревался до температуры 105 °С и определялась проницаемость искусственного образца керна, насыщенного буровым раствором, по керосину (К₂). Проницаемость составила 5, 0× 10^-3 мкм².

Затем проводилась обработка искусственного образца керна путем прокачки через него 6, 0 %-ного водного раствора кальцинированной соды Na₂CO₃ при температуре 105 °С, чтобы перевести барит BaSO₄, не растворимый в кислотах, в карбонат бария BaCO₃, растворимый в соляной кислоте НCl и других кислотах. Прокачивалось два поровых объема образца керна. Образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1, 0 ч.

После прокачки двух объемов образца керна раствора кальцинированной соды Na₂CO₃ проводилась прокачка через керн 8, 0 %-ного водного раствора соляной кислоты НCl. Прокачивалось два поровых объема образца керна и образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1, 0 ч при температуре 105 °С и замерялась проницаемость по керосину (К₃). Проницаемость составила 20, 0× 10^-3 мкм².

Далее для разрушения полимерной составляющей в образец нагнетался 10, 0 %-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(СlО)₂ × 2Н₂О в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.

После выдержки раствора в керне в течение 10, 0 ч при температуре 105 °С, определялась проницаемость искусственного образца по керосину (К₄), путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 30, 0× 10^-3 мкм².

Для дальнейшего разрушения и последующего удаления из образца керна полимерглинистой составляющей бурового раствора в образец нагнетался раствор смеси глинокислоты (10, 0 %-ная HCl + 5, 0 % об. HF) с аскорбиновой кислотой (0, 2 % об. С₆Н₈О₆) в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.

После выдержки раствора смеси кислот в керне в течение 1, 0 ч при температуре 105°С, определялась проницаемость искусственного образца по керосину (К₅) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 329, 2× 10^-3 мкм².

Эффективность обработки оценивалась по степени восстановления проницаемости h относительно первоначальной:

 

.

 

Были выполнены лабораторные исследования по восстановлению ФЕС пород-коллекторов и на естественных кернах, приготовленных к экспериментам по общепринятой и известной методике.

Результаты опытов представлены в таблице 2.

 

Таблица 2 – Результаты восстановления проницаемости кернов после обработки

 

№№ образца	Состав композиции	Исходная проницаемость образца по керосину, мкм2 × 10-3	Проницаемость образца после обработки, мкм2 × 10-3	Коэффициент восстановления проницаемости керна, доли
21-04 (искусств. керн)	6, 0 %-ная Na2CO3; 8, 0 %-ная НСl;   10, 0 %-ный раствор Са(СlО)2 × 2Н2О;   10, 0 %-ная НСl + + 5, 0 % об. HF + + 0, 2 % об. С6Н8О6.	377, 1	329, 2	0, 873
01-05 (искусств. керн)		420, 0	418, 0	0, 995
02-05 (искусств. керн)		324, 0	336, 0	1, 037
03-05 (естеств. керн)		56, 6	36, 1	0, 638
04-05 (естеств. керн)		46, 9	53, 0	1, 130

 

Способ на скважине реализуется путем обработки ПЗП с закачкой химических реагентов в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na₂CO₃ 6, 0 %-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0, 5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1, 0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты НСl 8, 0 %-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na₂CO₃, но не менее 0, 5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1, 0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта,       10, 0 %-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(СlО)₂ × 2Н₂О в объеме, равном объему 8, 0 %-ной соляной кислоты НСl, но не менее 0, 5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10, 0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты 10, 0 %-ная HCl + 5, 0 % об. HF с аскорбиновой кислотой 0, 2 % об. С₆Н₈О₆ в объеме, равном объему 10, 0 %-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(СlО)₂ × 2Н₂О, но не менее 0, 5 м³ на один метр вскрытой эффективной толщины пласта и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1, 0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.

 

⇐ Предыдущая9101112131415161718Следующая ⇒

Поделиться: