Спосіб обробки продуктивного пласта

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. Более близким к предлагаемому по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины путем закачки в нее растворителей и извлечения на поверхность продуктов разрушения [1]. 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 настоящего 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 поверхность продуктов разрушения, в. качестве растворителей применяют растворы щелочей и неионогенных поверхностно-активных веществ при следующем соотношении компонентов, мас,%: 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.%: Второй вариант: в качестве щелочи применяют гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: Третий вариант: в качестве щелочи применяют гидроокись калия при следующем соотношении компонентов, мас.%: В качестве щелочи применяют щелочи наиболее активных металлов: К, Na, NH4 . В качестве неионогенных: неонол, дисолван 4411, ОП-7. ОП-10 и другие. Способ осуществляется 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): 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 (АІ 2О3 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 действии растворителя, описанному выше. Вначале полезное действие оказывается ПАВ, диспергированной в водной фазе растворителя. ПАВ отмывает нефть, АСПО и др., находящуюся на стенке скелета продуктивного пласта, разрушает глобулы водо-нефтяной 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-парафиновых частиц) происходит их эффективное "растворение" за счет сниженных межфазного натяжения на границе "нефтьрастворитель". Пример 1. Способ применили на скважине №36 Бугреватовского месторождения. Данные по скважине: эксплуатационная колонна Æ146мм спущена на 3600 м., насосная колонна (НКТ Æ73 мм) - на 1900м. 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 песчинками, аргеллитами, т.е. терригенными образованиями. Забойная температура в интервале перфорации (3500-3510 м) - 69° С. Способ осуществили следующим образом. Приготовили 7 м3 растворителя с концентрацией гидрата окиси аммония 21% и ПАВ (неонол В 1416-12) 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 пространство скважины оставили в покое на 27 часов. После этого скважину ввели в эксплуатацию (не поднимая глубинно-насосного оборудования). 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.%: Более высокое содержание NH4OH и ПАВ - для более вязких нефтей и пониженных температур. Способ применяется при пластовых температурах до 70° С. Время выдержки скважин в покое 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 №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, составляет: 1600:70 = 22,8 часа (23 часа), плюс время на воздействие в призабойной зоны - 4 часа. Общее время нахождения скважин в покое: 23 + 4 = 27 часов. Пример 2. Способ применили на скважине №57 Бугреватовского месторождения (другой блок). Данные по скважине: эксплуатационная колонна Æ146 мм спущена на 3850 м, насосная колонна - 1980 м. Скважина эксплуатируется с помощью глубинно-насосного оборудования. После ремонта скважин дебит снизился с 12 тонн в сутки до 3,7 из-за блокирования призабойной зоны стойкой водонефтяной эмульсией и закупорки ее асфальто-смолисто-парафиновыми частицами. Забойная температура - 78° С. Интервал перфорации 3773-3791 м. Уд.вес нефти - 0,981 г/см3, вязкость - 100-110 сСт. Для обработки ПЗП приготовили 9 м3 растворителя следующего состава, мас.%: и закачали его до низа насосной колонны, продавив с помощью эмульсионного раствора уд.веса 1,4 г/см3 и скважину оставили в покое на 36 часов из расчета обеспечения для воздействия растворителя на ПЗП не менее 6 часов. После этого скважину ввели в эксплуатацию с прежним дебитом - 12 тонн в сутки. По данным испытаний способ наиболее эффективен при забойных температурах свыше 70° С, удельном весе нефти свыше 0,89 г/см3 и вязкости ее больше 80 сСт. Пример 3. Способ применили на скважине №29 Бугреватовского месторождения (новый блок месторождения). Данные по скважине: эксплуатационная колонна Æ140мм спущена на 4465 м, колонна НКТ - 3100 м. Скважина эксплуатируется газлифтным способом. Интервал перфорации: - 4391-4412 м. Забойная температура 101° С. Удельный вес нефти - 0,983 г/см3, вязкость - 224 сСт. Приготовили растворитель в количестве 7,5 м следующего состава, мас.%: и закачали до низа насосной колонны, продавив эмульсионным раствором уд.веса 1,35 г/см3. Скважину оставили в покое на 24 часа из расчета времени воздействия растворителя не менее 3 часов. После этого скважину ввели в эксплуатацию газлифтным способом. В первые 2 часа после пуска скважины в работу выносило продукты разрушения призабойной зоны, после чего дебит скважины восстановился и стал равным 17,3 тонны в сутки безводной нефти. Лабораторным путем установлено следующее соотношение компонентов растворителей, мас.%: КОН - 312, ПАВ - 0,5-1,5. Верхний предел содержания компонентов для более тяжелых нефтей и более вязких. Рациональная область применения способа с данным растворителем: уд. вес нефти более 0,92 г/см3, вязкость свыше 150 сСт при забойных температурах свыше 100° С. Преимущества 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° С, 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 01.11.92 г. принят к внедрению техсоветом НГДУ.