Спосіб дії на привибійну зону пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам обработки скважин для повышения их производительности. Известны способы кислотной обработки призабойной зоны скважин с помощью соляной и других кислот [1]. Однако эффективность применения их в добыче нефти и газа для стимулирования работы добывающих скважин невысока из-за неглубокого проникновения кислот в пласт. Наиболее близким к заявляемому является способ кислотной обработки, включающий закачку двух реагентов по насосно-компрессорным трубам и затрубному пространству с получением кислоты в результате их взаимодействия на забое скважины [2]. Недостаткам прототипа является высокая коррозионная активность заканчиваемых реагентов и" трудоемкость его реализации из-за двухтрубной схемы подачи реагентов на забой скважины (одновременная подача реагентов по насосно-компрессорным трубам и затрубному пространству), в результате чего происходит недостаточно глубокое проникновение кислоты в пласт. Задачей изобретения является создание способа воздействия на призабойную зону пласта, позволяющего повысить эффективность обработки за счет увеличения глубины проникновения активного раствора в пласт и снижение коррозии нефтепромыслового и скважинного оборудования. Для этого способ воздействия на призабойную зону пласта, включающий закачку нейтральных химических реагентов в пласт, предусматривает предварительное перемешивание нейтральных химических реагентов перед их закачкой в призабойную зону пласта в поверхностных условиях, а активный состав получают при контакте нейтральных химических реагентов с породой пласта, причем в качестве нейтральных химических реагентов используют хлорид аммония, нитрат аммония, бифторид-фторид аммония и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от известного наличием предварительного перемешивания нейтральных химических реагентов перед их закачкой в призабойную зону пласта в поверхностных условиях, а активный состав получают при контакте нейтральных химических реагентов с породой пласта, причем в качестве нейтральных химических реагентов используют хлорид аммония, нитрат аммония, бифторид-фторид аммония и воду при следующем соотношении компонентов, мае. %: хлоридаммония - 5-20; нитрат аммония - 5-20; бифторид-фторид аммония -1-9; вода - остальное. Следовательно, заявляемое решение отвечает критериям изобретения "новизна" и "существенные отличия". Способ осуществляется следующим образом. Доставляют нейтральные порошкообразные реагенты к устью скважины. Растворяют доставленные химреагенты в воде. Нагнетают полученный раствор химреагентов через насосно-компрессорные трубы в призабойную зону продуктивного пласта. При контакте раствора нейтральных химических реагентов с породой продуктивного пласта происходит их активация. Скважину оставляют на реагирование активного состава с породой. Затем удаляют продукты реакции и пускают скважину в эксплуатацию. Для подтверждения снижения коррозии нефтепромыслового и скважинного оборудования при нагнетании через них в пласт раствора нейтральных химических реагентов были проведены лабораторные испытания. В две бюксы наливали химические реагенты: в первую - водный раствор, содержащий 20% хлорида аммония, 20% нитрата аммония и 9% бифторида-фторида аммония (по предлагаемому способу); во вторую водный раствор, содержащий 20% формальдегида и 24% хлорида аммония (по прототипу). Объем раствора в каждой из бюкс составлял 100 мл. В каждую из бюкс помещали исследуемую пластину из стали марки Ст. 3 с геометрическими размерами 30X10X1 мм. До погружения в бюксы с растворами химреагентов и после пластины взвешивали и определяли по результатам замеров скорость коррозии. Результаты экспериментов приведены в табл. 1. Как видно из табл. 1, коррозия стальной пластины, которая помещена в бюксу с водным раствором химреагентов согласно способу-прототипу, в 18 раз интенсивнее нежели в бюксе с водным раствором химреагентов по предлагаемому способу. Это подтверждает то, что при реализации способа-прототипа взаимодействие нейтральных химреагентов непосредственно в скважине вызовет значительную коррозию оборудования. При использовании же нейтральных химреагентов согласно предлагаемому способу коррозия нефтепромыслового оборудования будет снижена в 18 раз. Для подтверждения повышения эффективности способа за счет увеличения глубины проникновения активного раствора в пласт проводились лабораторные исследования на образцах естественных горных пород. Экспериментальные исследования заключались в следующем. Вначале проводились исследования по определению наиболее оптимальных по эффективности концентраций нейтральных химических реагентов. Для этого в бюксу с навеской массой 1 г горной породы наливали водный раствор нейтральных химических реагентов в объеме 100 мл. Выдерживали в течение 1 часа. Затем отфильтровывали остаток, просушивали и взвешивали. По потере веса навески горной породы до и после воздействия реагентами определяли растворимость породы, которая характеризовала эффективность воздействия исследуемыми реагентами. Результаты экспериментов приведены в табл.2. Далее проводились экспериментальные исследования на модели пласта по определению глубины проникновения в нее активного раствора. Экспериментальные исследования проводились на моделях пласта со следующими физическими параметрами: Испытания проводились в следующей" постановке. Насыщали модель пласта нефтью. Проводили фильтрацию нефти в модели пласта при постоянном перепаде давления, равном 2,5 МПа и определяли исходную проницаемость. Затем обрабатывали модель пласта по предлагаемому способу, закачивая 1,0 см3 водного раствора с 10% хлорида аммония, 10% нитрата аммония и 6% 6и-фторид-фторид аммония. В тех же условиях проверена эффективность способа-прототипа. Результаты исследований приведены в табл.3. Как видно из табл. 3, глубина проникновения активного раствора в модели пласта по заявляемому способу в три раза больше, чем по способу-прототипу. Пример выполнения способа. Скважина глубиной 1957 м вскрывает нефтенасыщенный пласт в интервале 1940-1951 м. Коллектор представлен песчаником с глинисто-карбонатным цементом. Дебит скважины после 11 лет эксплуатации снизился со 176 до 2 м3/сут. У скважины заготовили 1 тонну хлорида аммония, 1 тонну нитрата аммония, 600 кг бифторид-фторид аммония и 10 м3 воды. Обвязали устье скважины со спецтехникой, приготовили водный раствор нейтральных химреагентов, растворив непосредственно перед закачкой в скважину в 10 м3 воды 1 тонну хлорида аммония, 1 тонну нитрата аммония и 600 кг бифторид-фторид аммония. Закачали в скважину водный раствор нейтральных химреагентов и продавили их в пласт продавочной жидкостью. Закрыли скважину на реагирование раствора нейтральных химреагентов с породой пласта. По окончании времени реагирования раствора с породой пласта удалили продукты реакции и пустили скважину в работу. Сравнительные данные, свидетельствующие о преимуществе предлагаемого способа по сравнению с базовым, приведены в табл. 4. Таким образом, применение предлагаемого способа позволит увеличить глубину проникновения активного раствора в пласт и снизить коррозию скважинного и технологического оборудования, что значительно повысит эффективность воздействия на призабойную зону продуктивного пласта и, как следствие, увеличить производительность или приемистость скважин. Таблица 2 п/п Хлорид аммония Содержание компонентов, мас. % БифторидНитрат Формальдегид фторид аммония аммония По способу-прототипу Вода Растворимость породы, % 1 24 2 3 4 5 6 7 4 5 10 15 20 22 4. 5 10 15 20 22 20 По предлагаемому способу 0,5 1 3 6 9 10 56 1,86 91,5 89,0 77,0 64,0 51,0 46,0 8,76 19,81 22,31 26,64 32,85 33,12 Таблица 3 Показатель Длина керна, см Диаметр керна, см Пористость исходная, % Объем пор, см3 Проницаемость исходная, мкм2 Проницаемость по окончании эксперимента, мкм2 Время реагирования раствора с породой модели пласта, мин Глубина проникновения раствора в модели пласта, см Способ Прототип 40 2,8 14 26 0,05 Предлагаемый 40 2,8 14 26 0,05 0,105 0,562 9,6 12,2 7,8 24,1