СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН Российский патент 1995 года по МПК E21B43/27 C09K3/00 

Изобретение относится к нефтегазодобыче, а именно к восстановлению и повышению продуктивности заглинизированных и заасфальтированных скважин, и может найти применение для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин и повышения продуктивности добывающих скважин.

Известно, что основной причиной снижения продуктивности скважин является отложение набухающих глин и асфальтосмолистых веществ, выпадающих как в стволе скважины, так и в призабойной зоне ее, что может наблюдаться и иметь место как в процессе бурения с кольматацией в виде глинистой корки, так и в естественных пластовых коллекторах с глинистыми включениями, например монтмориллонита и бентонита.

В общем случае, как при закачке нефтесодержащих сточных нефтепромысловых вод, так и при добыче продукции скважин (пласта) глинистые частицы адсорбируют тяжелые фракции нефти - асфальтосмолистые вещества, поэтому трудно разрушить глину и восстановить приемистость и продуктивность скважин, включая и призабойную зону пласта.

Глина, в том числе и набухшая водой, часто экранирована тяжелыми фракциями нефти - асфальтосмолистыми и битуминозными веществами, вследствие чего восстановить продуктивность и увеличить продуктивность практически невозможно. Это имеет место при бурении и эксплуатации глубоких и сверхглубоких скважин, когда скважина стоимостью в десяток миллионов рублей полностью прекращала или резко снижала продуктивность. Применение только водных или солянокислых растворов ракетного топлива по вышесказанным причинам не всегда эффективно.

Известен способ повышения продуктивности скважин путем обработки призабойной зоны пласта соляной кислотой или ее водными растворами. Недостаток этого способа состоит в том, что он не увеличивает приемистость нагнетательных и продуктивность добывающих заглинизированных и заасфальтированных скважин. Известный способ применим для карбонатных коллекторов и карбонатных отложений и не способен предотвратить набухаемость глин и восстановить продуктивность скважин в глинистых и закальматированных коллекторах.

Известен способ обработки призабойной зоны скважин органическими растворителями [1]. Недостатком этого способа является невозможность восстановить продуктивность скважин с заглинизированной призабойной зоной пласта.

Целью изобретения является восстановление приемистости нагнетательных и повышение продуктивности добывающих скважин в глинистых коллекторах (заглинизированных) с отложениями асфальтосмолистых веществ.

Достигается это тем, что скважина и призабойная зона пласта обрабатывается хинолином или его производными и ракетным топливом, или смесью ракетного топлива с хинолином или его производными.

В качестве ракетного топлива применен гидразингидрат общей формулы N₂H₄OH или продукт его взаимодействия с кислотой, например солянокислый гидразин общей формулы N₂H₄HCl, или их водные растворы 30-10%-ной концентрации.

В качестве производных хинолин использованы: 2-метил ( β ) хинолин, 2,3-диметилбензо( β )хинолин, 3-метилхинолин, 3-метилизохинолин, изохинолин, 2,3,4,8-тетраметилхинолин, а также хинолин общей формулы C₉H₇N.

Ракетное топливо, например, в виде гидразингидрата, солянокислого гидразина его водные растворы сами по себе не могут улучшить фильтруемость призабойной зоны пласта и снизить набухаемость глин и увеличить продуктивность скважины, поскольку глинистые частицы экранированы нефтью и особенно асфальтосмолистой фракцией ее, а гидразингидрат и солянокислый гидразин и его водные растворы не растворяют это покрытие. В случае обработки призабойной зоны заглинизированного пласта смесью ракетного топлива с хинолином или его производными весовое соотношение их берется 1:1 = 1:10.

Способ повышения продуктивности скважин путем обработки призабойной зоны заглинизированного пласта и перфорированной части скважины включает закачку в скважину смеси ракетного топлива с хинолином или его производными, продавку ее в пласт, выдержку в пласте и в случае необходимости удаления продуктов реакции из пласта при запуске скважины в работу. Время выдержки составляет 1 сутки. За это время происходит вскрытие и разрушение глинистых частиц, деасфальтизация глины и превращение ее в фильтруемый песок. Способ позволяет не только очистить забой скважины и призабойную зону пласта от смолы и асфальта, но и повысить проницаемость глинистых пропластков и заглинизированных коллекторов, ликвидировать набухаемость и распушенность глин и глинистых частиц и сделать их проницаемыми для продукции пласта, то есть повысить продуктивность добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Использование водных растворов солянокислого гидразина в сочетании с хинолином или его производными позволяет еще и снизить солеотложения карбонатные и улучшить коллекторские свойства карбонатных продуктивных пластов с одновременной защитой скважин от сероводородной коррозии, наводораживания и водородного охрупчивания и кислотной коррозии, особенно с добавками продукта переработки фитостери- на - мыла сульфатного облагороженного с концентрацией (дозой) (0,5-5 г/л). С целью экономии хинолина и его производных допускается сочетание водных растворов ракетного топлива, например водного раствора 30-10% концентрации солянокислого гидразина, с продуктом переработки фитостерина (ППФ), представляющего собой мыло сульфатное облагороженное.

П р и м е р 1. Бентонитовая и монтмориллонитовая глины смачиваются высоковязкой нефтью и загружаются по 5 мл в два цилиндра с дренажным поддоном, а два других таких же цилиндров засыпаны чистым бентонитом и монтмориллонитом. Во все цилиндры заливают по 20 мл сначала пластовой водой, затем нефтью и нефтью с обводненностью 50%. Во всех цилиндрах металлических как при напоре гидростатического столба 20 см, так и под давлением 2 МПа фильтруемость нулевая, что говорит о потере проницаемости. В цилиндрах с чистым бентонитом и монтмориллонитом имело место распущение и набухание глины водой. При этом объем первоначальной бентонитовой глины увеличился с 5 до 20 мл, а монтмориллонитовой - до 15 мл за время контакта в течение 30 сут для не смоченных нефтью глин. Затем все навески глин, смоченных и не смоченных нефтью, обрабатывались смесью хинолина или его производных: 2-метил( β )хинолином, 2,3-диметилбензо( β )хинолином, 3-метилхинолином, 3-метилизохинолином, изохинолином, 2,3,4,8-тетраметилхинолином и гидразингидратом или солянокислым гидразином в виде 35-5%-ных водных растворов с присадками продукта переработки фитостерина или без. Весовое соотношение ракетного топлива (гидразингидрата или солянокислого гидразина) и хинолина или его производных поддерживалось в пределах 1:1 =1:10. а концентрация присадки ППФ составляла 0,5-4 г/л, дозирование которого осуществлялось в виде 5%-ного водного раствора. В качестве высоковязкой нефти использовалась нефть Сурхан-Дарьи, содержащая асфальтены 5,5%, акцизные смолы 72% и серы 4,4% и пластовая вода хлоркальциевого типа с минерализацией 95,8 г/л. Глина смачивалась нефтью в разогретом состоянии до температуры 60^оС. Коррозионные испытания и водородное охрупчивание (наводораживание) осуществлялись в пластовой воде с содержание сероводорода 180 мг/л на металлических образцах из стали Ст.20 на коррозию при рН 5,0 и наводораживание оценивали по потере пластичности на проволочных усах диаметром 1 мм, длиной 50 мм на число перегибов до излома на гибочной машинке МГ-3, а скорость коррозии оценивали весовым методом, а затем определяли защитный эффект в соответствии с ГОСТ 17532-71 по формуле:
Э = 100% где К, К_и - коррозия стальных пластин из стали Ст.20 соответственно без ингибитора и в его присутствии, г/м²˙ ч.

Водородное охрупчивание определяли по потере пластичности проволочных усов из стали У8А при перегибе в соответствии с ГОСТ 13813-68. Защитный эффект от водородного охрупчивания оценивали по следующей формуле:
Э_охр = 100% где П_и, П_и1, П_би - число изгибов на гибочной машинке МГ-3 соответственно до излома в исходном состоянии, до излома с ингибитором и без ингибитора.

Результаты опытов представлены в табл.1.

Из данных табл.1 следует, что ни гидразингидрат (ГГ), ни солянокислый гидразин (СКГ) не в состоянии увеличить фильтруемость и снизить набухаемость и распушиваемость глин, частицы которых покрыты нефтью и адсорбированными асфальтосмолистыми веществами ее, а значит, и увеличить продуктивность скважины и предотвратить кислотно-сероводородную коррозию и наводораживание металла и улучшить реологические свойства высоковязкой нефти. При этом использование смеси ракетного топлива с хинолином или его производными, или ППФ не только увеличивает фильтруемость глин, предотвращая их набухаемость и распушение и превращает глину в песок, улучшая при этом проницаемость коллекторские свойства пласта, но и одновременно предотвращает кислотно-сероводородную коррозию, растворяет сернистые соединения порфиринов, входящие в виде гетерогенных асфальтосмолистых включений в состав высоковязкой нефти, улучшая при этом ее реологические свойства: вязкость, текучесть, касательные напряжения сдвига, которые при заданной температуре замерялись прибором "Реостат-2" и представлены в табл.2.

П р и м е р 2. Линейная модель пласта из кварцевого песка крупностью 0,14 мм заилена на 10% глиной, затем через пласт пропущена горячая нефть 60^оС с обводненностью 70%. Состав нефти как в примере 1. Затем пласт на адсорбцию асфальтосмолистых веществ был оставлен на 1 год, после чего возобновлено вытеснение нефти сначала холодной пластовой водой, затем горячей пластовой водой при 60^оС при изменении давления закачки от 1 до 80 атм. При этом вытеснение адсорбированной нефти не произошло, пласт забит наглухо вспухшей глиной и адсорбированными асфальтосмолистыми веществами сернистой нефти. Затем пласт обработан смесью 30% СКГ и хинолином в соотношении 1:1, потом опыт повторили смесью 20% СКГ и хинолином 1:1, 10% СКГ и хинолином 1: 1 и выдержали в смеси 1 сут после чего смесь и высоковязкую нефть вытеснили из пласта прокачкой пластовой воды с минерализацией 96 г/л при температуре 20^оС. При этом во всех случаях пласт восстановил продуктивность уже даже при 1 ати и очистился от асфальтосмолистых веществ с разрушением глины и проницаемость пласта возросла с 0 до 5 мл/мин на 1 см² площади фильтрации.

П р и м е р 3. Скважина эксплуатировалась в глинистом коллекторе штанговым глубинным насосом НГН. Пласт на глубине 2150 м, первоначальный дебит нефти 0,1 т/сут. После обработки смесью 30% солянокислого гидразина с хинолином 1: 1 путем закачки 5 см³ смеси и выдержки в течение 1 сут дебит скважины увеличился до 3,5 т/сут. При закачке 5 м³ смеси 20% СКГ и хинолина 1:5 дебит возрос до 3,8 т/сут. При этом из забоя скважины и призабойной части пласта отмываются, растворяются, переходя в отмывающий раствор азотистые и сернистые соединения высоковязкой нефти, которые одновременно наряду с хинолином, как и с его производными, и ППФ защищают подземное оборудование от сероводородной коррозии, наводораживания и кислотной коррозии в пластовых условиях, защищая подземное оборудование скважины на 99-100%.

Способ может быть применен для восстановления и повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин с заглинизированной и заасфальтированной призабойной зоной пласта и ствола скважины с отложениями глины с адсорбцией асфальтосмолистых веществ выше перформации, а также при подземном выщелачивании руд с помощью скважин, например урана, редких элементов из бокситов и фосфоритов. Способ включает закачку в скважину органического растворителя, продавку его в пласт, выдержку в пласте и удаление продуктов реакции из пласта при запуске скважины в работу, а в качестве растворителя используют водные растворы ракетного топлива с хинолином или его производным и/или продуктами переработки фитостерина, или мыла сульфатного облагороженного. Указанные продукты хорошо совместимы между собой и позволяют повысить продуктивность скважин с адсорбированной глиной асфальтосмолистыми веществами с одновременным улучшением фильтруемости и проницаемости заглинизированных и заасфальтированных пластов с подавлением кислотной, сероводородной коррозии и наводораживания подземного оборудования скважин. Использование в качестве ракетного топлива водных растворов солянокислого гидразина в виде смеси с хинолином или его производными или с продуктом переработки фитостерина позволяет предотвращать водородное охрупчивание стали, увеличить межремонтный период скважин и улучшить коллекторские свойства заглинизированных песчаных и карбонатных продуктивных пластов. Использование хинолина или его производных одновременно улучшает реологические свойства нефти и вовлекает в ингибирующее действие азотистые и сульфоксидные соединения, накопившиеся в процессе адсорбции в призабойной зоне скважины и пласта, что естественно способствует получению ингибитора коррозии в пластовых условиях при растворении азотистых и сернистых соединений хинолином и его водными растворами. 6 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН путем обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в скважину органического растворителя, продавку его в пласт, выдержку в пласте и удаление продуктов реакции из пласта при запуске скважины в работу, отличающийся тем, что, с целью повышения продуктивности заглинизированных и заасфальтированных скважин за счет растворения асфальтосмолистых веществ и разрушения набухающей глины с переводом ее в фильтрующий песок с улучшением коллекторских свойств продуктивного пласта, в качестве растворителя использован хинолин или его производные в сочетании с ракетным топливом или их водными растворами или смесь хинолина или его производных с ракетным топливом и водой в соотношении 1 : 1 : 1 - 10. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью одновременной защиты скважины от кислотно-сероводородной коррозии и наводораживания, растворитель дополнительно содержит продукт переработки фитостерина или мыло сульфатное облагороженное с концентрацией 0,5 - 5,0 г/л растворителя. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважину и ее призабойную зону последовательно обрабатывают хинолином или его производными, а затем ракетным топливом или их водными растворами. 4. Способ по пп.1 и 3, отличающийся тем, что в качестве производных хинолина использованы 2-метил-хинолин, 2,3-диметилбензохинолин, 3-метилхинолин, 3-метилизохинолин, изохинолин, 2,3,4,8-тетраметилхинолин. 5. Способ по пп.1, 3 и 4, отличающийся тем, что в качестве ракетного топлива использован гидразингидрат или продукт его взаимодействия с кислотой. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что в качестве продукта взаимодействия с соляной кислотой использован гидразин солянокислый. 7. Способ по пп.1, 3 - 6, отличающийся тем, что в качестве ингибитора кислотно-сероводородной коррозии и наводораживания используют азотистые и сернистые соединения продуктов адсорбции высоковязкой нефти в призабойной зоне, переходящие в раствор ракетного топлива с хинолином или его производными солянокислым гидразином и хинолином.