Способ нейтрализации остатков соляной кислоты после обработки призабойной зоны пласта

Изобретение относится к способу нейтрализации остатков соляной кислоты после обработки призабойной зоны пласта. Техническим результатом является повышение эффективности нейтрализации кислоты после обработки призабойной зоны пласта. Способ нейтрализации остатков соляной кислоты после обработки призабойной зоны пласта включает закачку щелочи в скважину для нейтрализации кислоты. В качестве щелочи используют капсулированный гидроксид натрия. Перед закачкой капсулированного гидроксида натрия в скважину на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: контейнер под реагент, насосно-компрессорная труба, обратный клапан, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами, насосно-компрессорная труба, пакер, насосно-компрессорная труба, клапан циркуляционный полнопроходной, насосно-компрессорная труба, цилиндр насоса или якорный башмак вставного насоса, лифт насосно-компрессорной трубы, заполняют контейнер под реагент капсулированным гидроксидом натрия. Спускают собранную компоновку в скважину так, чтобы пакер находился выше интервала перфорации. Производят фильтрацию скважинной продукции из ствола скважины. Ежедневно отбирают пробы на водородный показатель в комплексе с отобранным объемом жидкости.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU 2270913, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.02.2006 г.), включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоне, при этом перед закачкой технологических растворов блокируют неоднородные по проницаемости нефтенасыщенные пропластки путем последовательной закачки с заданным давлением и расходом обратной углеводородной эмульсии, водоизолирующего материала и взаимного органического растворителя, затем закачивают технологические растворы с заданным давлением и расходом, причем в раствор кислоты добавляют гидросульфат щелочного металла, в качестве нейтральной среды используют взаимный органический растворитель, а щелочной раствор задавливают в пласт заданным объемом углеводородного растворителя, после чего проводят технологическую выдержку, удаляют продукты реакции и осуществляют вызов притока из пласта до появления флюида постоянного состава.

Недостатком способа является недостаточно высокая нейтрализующая способность, в результате чего требуется применение больших объемов нейтрализатора, что приводит к увеличению материальных затрат и снижению эффективности процесса в целом.

Известен способ глушения скважин закачкой состава для глушения скважин (патент RU 2260682, МПК Е21В 43/12, опубл. 20.09.2005 г.), содержащего карбоксиметилцеллюлозу, гидроксид натрия, сульфат меди, добавку и воду, в качестве добавки содержит ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза - 3,5-4,5, гидроксид натрия - 1,5-2,0, сульфат меди - 0,3-0,4, ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т - 0,1-0,5, вода - остальное.

Недостатком известного способа является его невысокая эффективность, низкие проникающие воздействия на продуктивный пласт.

Известен способ глушения скважин и вязкоупругий состав для его осуществления (патент RU 2575384, МПК Е21В 43/22, С09К 8/42, опубл. 20.02.2016 г.), включающий закачку буфера минерализованной воды, затем закачку вязкоупругого состава одновременно-раздельной закачкой состава, содержащего 50 % от общего количества эфира целлюлозы, около 50 % от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава, содержащего остальное количество от общего количества эфира целлюлозы, остальное количество от общего количества воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор pH, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем после проведения закачки для разрушения вязкоупругого состава ВУС активирующего состава АС, содержащего, мас. %: лимонную или сульфаминовую кислоты 5-10, перекисное соединение - персульфат калия или персульфат аммония, или пероксигидрат мочевины 5-10, НПАВ - Неонол АФ_9-12 или Синоксол марки В, или Реверсмол марки В 0,02-0,03, деэмульгатор - Диссолван 4411или СНПХ-4802 0,05-0,2, воду остальное, при соотношении АС:ВУС, равном 1:3-4.

Недостатком способа является многостадийность процесса глушения скважины и приготовления состава для его осуществления. Способ сложен, недостаточно эффективен и технологичен для обработки эксплуатационных скважин из-за необходимости применения дополнительных реагентов.

Наиболее близким является способ нейтрализации кислоты при большеобъемной кислотной обработке карбонатного пласта (патент RU 2533393, МПК Е21В 43/27, опубл. 20.11.2014 г.), включающий закачку щелочи в скважину для нейтрализации кислоты. По способу осуществляют проведение исследований, определение зон пласта с различной проницаемостью, закачку в открытый горизонтальный ствол кислоты, ее продавку, промывку скважины, изоляцию участков пакерами, закачку в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта щелочи для нейтрализации кислоты или установку у кровли продуктивного пласта пакера и заполнение при этом межтрубного пространства технической водой.

Недостатком данного способа является то, что закачка щелочного раствора в скважину для нейтрализации кислоты не обеспечивает необходимой степени нейтрализации, так как щелочной раствор может задерживаться в полостях скважины (или же кислота может оставаться в полостях, не охваченных щелочным раствором), что в свою очередь может привести попаданию кислоты в насосно-компрессорные трубы или другого скважинного оборудования при отборе текучей среды.

Техническими задачами являются повышение эффективности нейтрализации кислоты после обработки призабойной зоны пласта, упрощение технологического процесса осуществления способа, а также сокращение эксплуатационных затрат на освоение скважины.

Технические задачи решаются способом нейтрализации остатков соляной кислоты после обработки призабойной зоны пласта, включающим закачку щелочи в скважину для нейтрализации кислоты.

Новым является то, что в качестве щелочи используют капсулированный гидроксид натрия, перед закачкой капсулированного гидроксида натрия в скважину на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: контейнер под реагент, насосно-компрессорная труба, обратный клапан, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами, насосно-компрессорная труба, пакер, насосно-компрессорная труба, клапан циркуляционный полнопроходной, насосно-компрессорная труба, цилиндр насоса или якорный башмак вставного насоса, лифт насосно-компрессорной трубы, заполняют контейнер под реагент капсулированным гидроксидом натрия, спускают собранную компоновку в скважину так, чтобы пакер находился выше интервала перфорации, производят фильтрацию скважинной продукции из ствола скважины, ежедневно отбирают пробы на водородный показатель в комплексе с отобранным объемом жидкости.

Сущность предлагаемого изобретения.

При осуществлении операции кислотной обработки призабойной зоны при освоении нефтедобывающей скважины возникает ряд существенных трудностей, связанных с необходимостью проведения дополнительных операций промывки скважины, откачивания, транспортировки, переработки и утилизации непрореагировавшей части кислоты и продуктов реакции кислоты с породой пласта, ведущих к увеличению сроков освоения нефтедобывающей скважины . Также высокая активность кислотного раствора обуславливает высокую степень коррозии внутрискважинного оборудования. Для этого необходимо проводить операции по нейтрализации остатков соляной кислоты.

По предлагаемому способу в качестве щелочи для нейтрализации кислоты используют капсулированный гидроксид натрия. В качестве капсулированного гидроксида натрия используют натрия перкарбонат технический капсулированный по ТУ 2144-005-24345844-2016, например, марки Б или П-70, который представляет собой перекисное соединение. Продукт получают взаимодействием кальцинированной соды с пероксидом водорода в присутствии стабилизирующих добавок и капсулируют инертными соединениями (ИТС 34 2017. Производство прочих основных неорганических химических. – М.: Бюро НДТ, 2017).

В качестве сырья для производства натрия перкарбоната используют:

- соду кальцинированную техническую ГОСТ 5100-85,

- водорода пероксид ОСТ 301-02-205-99,

- натрия полифосфат технический ГОСТ 20291-80,

- магний сернокислый 7-водный ГОСТ 4523-77,

- силикат натрия растворимый ГОСТ Р 50418-92,

- инертные соединения.

Выбор инертного соединения зависит от его стоимости (дешевизна), наличия инертного соединения и т.д.

Перед закачкой капсулированного гидроксида натрия в скважину на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх:

- контейнер под реагент, например, изготовленный из насосно-компрессорной трубы - НКТ с отверстиями по телу для фильтрации через них жидкости. Для компоновки используют НКТ диаметрами 60-89 мм;

- НКТ, например, длиной 1 м;

- обратный клапан, используют известные обратные клапаны, например, марки ШОК-73-225 производства ЗАО «Нефтепром-Сервис»;

- клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами - КЦПТС. КЦПТС предназначен для организации сообщения затрубного пространства и внутренней полости НКТ при использовании в составе пакерных скважинных компоновок. Используют КЦПТС производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский;

- НКТ, например, длиной 1 м;

- пакер, используют механические пакеры известной конструкции, подходящие для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и ее защиты от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций, например, пакеры производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский;

- НКТ, например, длиной 1 м;

- клапан циркуляционный полнопроходной - КЦП. КЦП предназначен для работы в пакерных компоновках подземного оборудования при проведении скважинных работ, связанных с прокачкой жидких и газообразных сред для сообщения затрубного и внутритрубного пространств по заданному давлению в затрубном пространстве. Используют КЦП производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский;

- НКТ, например, длиной 10 м;

- цилиндр трубного насоса, например, марки 25-175-ТНМ-4-4-2-2 производства АО «ЭЛКАМ-нефтемаш» или якорный башмак вставного насоса, например, марки 40117-KM-ZUS производства АО «ЭЛКАМ-нефтемаш»;

- лифт НКТ.

Заполняют контейнер под реагент капсулированным гидроксидом натрия.

Спускают собранную компоновку в призабойную зону скважины так, чтобы пакер находился выше интервала перфорации. Производят посадку пакера выше интервала перфорации. После этого производят фильтрацию скважинной продукции из ствола скважины. Ежедневно отбирают пробы на водородный показатель в комплексе с отобранным объемом жидкости.

Фильтрация скважинной продукции из ствола скважины проходит через контейнер под реагент на приёме спущенного штангового глубинного насоса. Растворение оболочки капсул, находящихся в контейнере, происходит при условии значения водородного показателя поступающей жидкости не более 3. В результате растворения оболочки протекает реакция соляной кислоты с гидроксидом натрия. Продукты реакции - поверенная соль и вода. Часть поваренной соли растворяется в воде и выходит на поверхность вместе с потоком жидкости. Использование капсулированного гидроксида натрия позволяет минимизировать реагирование гидроксида натрия со скважинной продукцией в процессе спуска, позволяя довести водородный показатель жидкости в стволе до приемлемого для эксплуатации значения (pH более 3). При отсутствии оболочки гидроксид натрия прореагирует со всей кислотой, находящейся в стволе, что в конечном счете не позволит в полной мере произвести нейтрализацию остатков выходящей из пласта кислоты в составе скважинной жидкости pH<3.

Спущенная в скважину компоновка работает в описанном режиме до тех пор, пока:

1) в результате засорения отверстий контейнера под реагент не прекратится поступление жидкости к насосу;

2) результат анализа пробы на водородный показатель в комплексе с отобранным объемом жидкости не сообщит об окончании притока кислоты из пласта.

При выполнении одного из условий, свидетельствующих о необходимости прекращения фильтрации через контейнер под реагент, выполняют следующие действия:

1. Производят остановку работы установки скважинного глубинного насоса;

2. Перекрывают линейную задвижку;

3. Производят закачку жидкости в кольцевое пространство;

4. Развивают давление в затрубном пространстве, необходимое для срабатывания КЦП. В результате выполненных действий кольцевое пространство сообщается с НКТ;

5. Продолжают закачку жидкости в затрубное пространство. Развивают давление, достаточное для срабатывания КЦПТС. Снижение давления на агрегате будет говорить об успешности проведенной операции.

В результате описанных манипуляций поступление скважинной продукции в насос будет происходить через КЦПТС. Кроме того, компоновка позволяет следить за динамическим уровнем жидкости в стволе скважины.

Пример практического применения.

После кислотной обработки призабойной зоны осуществили нейтрализацию остатков соляной кислоты. В качестве щелочи-нейтрализатора использовали капсулированный гидроксид натрия марки П-70.

Перед закачкой капсулированного гидроксида натрия в скважину на устье скважины собрали компоновку (на практике применяли НКТ диаметром 60, 73, 89 мм) снизу вверх:

- контейнер под реагент, изготовленный из НКТ диаметром 73 мм;

- НКТ диаметром 73 мм длиной 1 м;

- обратный клапан ШОК-73-225;

- клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами;

- НКТ диаметром 73 мм длиной 1 м;

- пакер ПРО-ЯМО-ЯГ(М);

- НКТ диаметром 73 мм длиной 1 м;

- клапан циркуляционный полнопроходной - КЦП;

- НКТ диаметром 73 мм длиной 10 м;

- цилиндр трубного насоса марки 25-175-ТНМ-4-4-2-2 (также применяли якорный башмак вставного насоса марки 40117-KM-ZUS );

- лифт НКТ 73 мм.

Заполнили контейнер под реагент капсулированным гидроксидом натрия. Спустили собранную компоновку в призабойную зону скважины. Произвели посадку пакера выше интервала перфорации. Осуществили фильтрацию скважинной продукции из ствола скважины. Ежедневно отбирали пробы на водородный показатель в комплексе с отобранным объемом жидкости.

Предлагаемый способ нейтрализации остатков соляной кислоты после обработки призабойной зоны пласта позволяет повысить эффективность нейтрализации кислоты после обработки призабойной зоны пласта, упростить технологический процесс осуществления способа, а также сократить эксплуатационные затраты на освоение скважины.

Способ нейтрализации остатков соляной кислоты после обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку щелочи в скважину для нейтрализации кислоты, отличающийся тем, что в качестве щелочи используют капсулированный гидроксид натрия, перед закачкой капсулированного гидроксида натрия в скважину на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: контейнер под реагент, насосно-компрессорная труба, обратный клапан, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами, насосно-компрессорная труба, пакер, насосно-компрессорная труба, клапан циркуляционный полнопроходной, насосно-компрессорная труба, цилиндр насоса или якорный башмак вставного насоса, лифт насосно-компрессорной трубы, заполняют контейнер под реагент капсулированным гидроксидом натрия, спускают собранную компоновку в скважину так, чтобы пакер находился выше интервала перфорации, производят фильтрацию скважинной продукции из ствола скважины, ежедневно отбирают пробы на водородный показатель в комплексе с отобранным объемом жидкости.