СПОСОБ УДАЛЕНИЯ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЙ ИЗ УГЛЕВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам удаления кольматирующих образований из углеводородосодержащих пластов.

При бурении нефтяных скважин зачастую используют буровые растворы на полимерной основе, что позволяет увеличить механическую скорость и проходку на долото, снизить разупрочнение стенок скважин и улучшить очистку забоя скважин.

В общем случае полимерные растворы можно отнести к полиэлектролитам. В результате диссоциации в цепи полимеров появляются участки с отрицательными зарядами, что способствует адсоpбции их на положительно заряженных участках ребер глинистых частиц, как входящих в состав промывочных жидкостей, так и образующих цемент песчаников. Это предопределяет при фильтрации бурового раствора в продуктивный пласт формирование органо-минералогических кольматирующих образований, снижающих проницаемость продуктивного пласта.

Взаимодействие предлагаемого раствора с кольматирующими образованиями полимеров, в частности акрилового ряда, основано на принципе комплексообразования с переводов твердой фазы в водорастворимую и далее в водную фазу. Кроме того, фосфоновые группы лиганды взаимодействуют с ионами, входящими в состав кристаллической решетки глинистых минералов (Mg²⁺, Al³⁺, Fe³⁺), разрушая тем самым структуру глинистых агрегатов. Раствор также активно растворяет карбонатные соединения с вкраплениями асфальтеносмолопарафиновых отложений, входящие в состав цемента песчаников, и предотвращает в побочных реакциях возможность образования труднорастворимых соединений путем блокировки центров их кристаллизации.

В промысловой практике известны многочисленные способы удаления полимерных кольматирующих образований из продуктивного пласта, основанные на закачке технологического раствора в перфорированную околоскважинную зону, выдержке технологического раствора и последующем удалении раствора из пласта.

Так, известен способ удаления полимерных кольматирующих образований из пласта, в которых для обработки скважин используют технологические растворы, содержащие смеси кислородосодержащей кислоты фосфора, ионы фтора и ингибитор коррозии (патенты США 4.561.503 от 31 декабря 1985 г. и 4.101.426 от 18 июля 1978 г.).

К недостаткам этих способов следует отнести возможность образования в пласте труднорастворимых соединений фторида кальция, и это предопределяет необходимость введения в технологический цикл обработки такой дополнительной операции, как кислотная обработка пласта, обеспечивающая растворение карбоната кальция.

Известна обработка пласта водным раствором пиросульфата натрия, причем раствор подается в пласт одной порцией либо постепенно в течение некоторого времени (европейский патент 0326720 от 14 декабря 1988 г.).

К недостаткам данного раствора следует отнести недостаточную эффективность растворения полимеров акрилового ряда, что обусловлено свойствами самого раствора. Так, например, восстановление коэффициента проницаемости керна песчаника после обработки достигает лишь 30% относительно первоначального.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту можно рассматривать техническое решение, в соответствии с которым для удаления полимерных кольматирующих образований используют раствор, содержащий смесь неорганических кислот (соляная, фосфорная), органических кислот (лимонная, щавелевая), гексаметилентетрамин и воду (см. европейский патент 0125191 от 27 апреля 1984 г. ), который закачивают в пласт, выдерживают на реакцию и удаление продуктов разложения.

К недостаткам данного раствора следует отнести сравнительно невысокую эффективность разрушения полимерных образований при высокой коррозионной активности раствора.

Задачей настоящего изобретения является разработка способа, позволяющего восстановить проницаемость коллектора до значения, близкого к первоначальному за счет удаления полимерных кольматирующих образований.

Поставленная задача решается тем, что в способе удаления полимерных кольматирующих образований из углеводородных пластов, включают закачку в перфорированную околоскважинную зону раствора, содержащего метанол, фосфоновую кислоту, поверхностно-активное вещество и воду. Выдержку данного технологического раствора на реакцию в пласте при одновременном дренировании скважины путем попеременного создания депрессий репрессий. Последующее удаление продуктов реакции из пласта осуществляют при достижении флюида постоянного состава.

После чего закачивают второй технологический раствор, содержащий метанол, ортофосфат натрия, ПАВ и воду или в зависимости от видовых типов отложений состав, содержащий дополнительно во втором растворе соляную кислоту.

Для приготовления первого технологического кислотного раствора в качестве фосфоновой кислоты используют оксиэтилидендифосфоновую кислоту или нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, а для при подготовке второго раствора в качестве пирофосфата натрия используют мононатрийпирофосфат или динатрийпирофосфат, или тринатрийпирофосфат, а в качестве ортофосфата используют мононатрийфосфат или динатрийфосфат. В качестве калийфосфата используют монокалийфосфат или дикалийфосфат. В качестве кальцийфосфата используют монокальцийфосфат или кальцийгидрофосфат.

Нитрилотриметиленфосфоновая кислота представляет собой белый кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, кислоте и щелочи. В нейтральной среде разложение реагента начинается с 200^oС, в кислой - свыше 125^oС. Взаимодействие с кольматирующими образованиями полимеров акрилового ряда основано на принципе комплексообразования с переводом в водорастворимую и в дальнейшем в водную фазу. Кроме того, фосфоновые группы лиганда взаимодействуют с ионами, входящими в состав кристаллической решетки глинистых агрегатов. Реагент также активно растворяет карбонатные соединения и предотвращает во всяких побочных реакциях возможность образования гипсов путем блокировки центров их кристаллизации.

Концентрации реагентов являются оптимальными для проявления технического результата, достигаемого по данному изобретению.

Определение оптимальной концентрации предлагаемых составов и их реагентов производили по методике Norman L.R. Conway M.W. Temperature stable alid-gelling polymers. Laboratory evaluation and field Results //Journ. Petr. Techn. 1984 v. 36, N 12, p. 2011-2018.

Суть методики заключается в том, что в полимерный раствор, содержащий 1% гипана (гидролизованный полиакрилнитрил) вводили предлагаемые соли в пределах 0,3-0,8 мас. Раствор нагревали с определенной скоростью до 65^oС, выдерживали при этой температуре и охлаждали. По степени восстановления начальной вязкости определяли устойчивость полимера к деструктирующему воздействию рекомендуемых солей.

Достаточное время обработки глинисто-полимерных кольматирующих образований в зависимости от температуры определяли по времени полного разрушения осадков в растворах оптимальных концентраций, помещенных в консистометр.

Во время выдержки раствора на реакцию в пласте проводят периодическое дренирование скважины путем попеременного создания депрессий репрессий следующим образом:
В трубное пространство скважины подают газ от соседней скважины в течение 10-25 минут. Далее в трубное пространство закачивают метанольный раствор 50% концентрации объемом 1,5 м³, что составляет объем трубного пространства выкидных линий. Запасную скважину на факел запускают через штуцер диаметром 36 мм. После выхода метанольного раствора газовой шапки и при появлении продавочной жидкости скважину останавливают и цикл дренирования повторяют. Общее количество циклов дренирования составляет 10-15 раз.

Экспериментальная оценка реагентного воздействия на полимерные кольматирующие образования проводилась на фильтрационных моделях, представленных кернами песчаных пород.

Лабораторные исследования проводились в следующей последовательности: в начале определяли абсолютную проницаемость по азоту и по раствору КСl концентрацией 2% Для создания остаточной водонасыщенности последовательно закачали в модель масло и керосин, затем определялась проницаемость по керосину (К₀). В противоположном направлении нагнетали раствор гидролизованного полиакрилнитрила 1% концентрации в объеме, равном двум поровым объемам керна. Модель промывалась керосином, и определялась проницаемость после кольматации (К₁). Далее в образец нагнетали исследуемый раствор в объеме, равном 4-5 поровым объемам. Раствор выдерживали 4 часа, затем образец промывался керосином и определялась проницаемость в начале промывки (К₂) и при стабилизации фильтрации (К₃).

Результаты выполненных исследований представлены в табл.1, 2, 3. Как видно из представленных данных, предлагаемые растворы при проведении последовательных операций способа позволяют восстановить проницаемость образцов, близкую к первоначальной.

Пример конкретного выполнения изобретения.

Скважина диаметром 219 мм при глубине искусственного забоя 1235 м перфорирована в интервале 1140-1200 м. Работает в шлейф с расходом 195 тыс. м³ при депрессии 23,45 атм.

Переводят скважину на метанольный раствор 50% концентрации. Закачали в перфорированную околоскважинную зону технологический раствор, содержащий метанол 70% мас. нитрилотриметиленфосфоновой кислоты 0,3% мас, ПАВ 1,0 и воду остальное. Выдерживают кислотный технологический состав на реакцию в пласте. За время выдержки производили дренирование скважины путем попеременного создания депрессий репрессий следующим образом.

В трубное пространство скважины подают газ от соседней скважины в течение 10-25 минут. Далее в трубное пространство закачивают метанольный раствор 50% концентрации объемом 1,5 м³, что составляет объем трубного пространства выкидных линий. Запускают скважину на факел через штуцер диаметром 36 мм. После выхода метанольного раствора, газовой шапки и при появлении продавочной жидкости скважину останавливают и цикл дренирования повторяют. Общее количество циклов дренирования составляет около 10-15 раз. При удалении продуктов реакции и раствора производят отработку на факел в течение 12 часов.

Затем готовят второй технологический раствор, содержащий метанол, ортофосфат натрия, ПАВ и воду или метанол, калийфосфат или кальцийфосфат, соляную кислоту, ПАВ и воду в соотношении, приведенном в таблице 1 N 8. И с данным раствором проводят последовательно те же операции, что и с первым. То есть, переводя скважину на метанольный раствор 50% концентрации, закачивают состав, содержащий метанол 50% калийфосфат 2% мас. соляную кислоту 3% мас. ПАВ 0,2% мас и воду остальное. Данный раствор выдерживают на реакцию в пласте при дренировании, проводят обработку на факел. Удаляют продукты реакции. После обработки дебит скважины составил Q 748 тыс. м³/сут. Δp 5,32.

Все примеры конкретного выполнения выполнены аналогично первому с соблюдением последовательности операций скважины с использованием технологических растворов при соотношении компонентов, приведенных в таблице 1.

При подборе ПАВ руководствовались следующими критериями. Проверяли на совместимость с пластовой водой реагент, для чего компоненты в заданных концентрациях вводят в воду, используемую при обработках, перемешивают в магнитной мешалке до 30 минут, после чего отстаивают раствор в течение 24 часов. Отсутствие помутнения и твердой фазы в растворе свидетельствует о совместимости компонентов раствора.

Из таблицы следует, что в пределах заявленных концентраций рекомендуемых составов проницаемость образцов увеличивается до величины, близкой к первоначальной.

Уменьшение концентрации рекомендуемых реагентов вне заявленных пределов не обеспечивает увеличение проницаемости пласта скважин до значений, близких к первоначальным, а увеличение концентрации реагентов вне заявленных пределов не позволяет существенным образом увеличить проницаемость пласта. Достигнутая эффективность стала возможной благодаря удалению из пласта глинистополимерных и полимерных кольматирующих образований при сопутствующем удалении асфальтено-смолопарафиновых отложений, которые находятся в виде вкраплений в полимерно-кальматирующих образованиях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для удаления полимерных кольматирующих образований с помощью химреагентов. Способ позволяет восстановить проницаемость коллектора до значения, близкого к первоначальному, путем закачки в перфорированную зону раствора, содержащего метанол, фосфоновую кислоту, ПАВ и воду, с последующей выдержкой раствора при дренировании скважины и удалением раствора из пласта, после чего закачивают второй технологический раствор, содержащий метанол, ортофосфат натрия, ПАВ и воду, или в зависимости от видовых типов отложений состав, содержащий дополнительно во втором растворе соляную кислоту.

1. Способ удаления полимерных кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов, включающий закачку в пласт кислотного технологического раствора, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта, отличающийся тем, что в качестве кислотного технологического раствора в пласт закачивают состав, содержащий метанол, фосфоновую кислоту, поверхностно-активное вещество и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Метанол 50 70
Фосфоновая кислота 0,3 3,5
Поверхностно-активное вещество 0,2 1,5
Вода Остальное
удаление кислотного технологического раствора из пласта осуществляют при достижении флюида постоянного состава, после чего закачивают второй технологический раствор содержащий метанол, пирофосфат натрия или ортофосфат натрия, поверхностно-активное вещество и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Метанол 50 70
Пирофосфат натрия или ортофосфат натрия 3 10
Поверхностно-активное вещество 0,2 1,5
Вода Остальное
или раствор содержащий метанол, калийфосфат или кальцийфосфат, соляную кислоту, поверхностно-активное вещество и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Метанол 50 70
Калийфосфат или кальцийфосфат 2 6
Соляная кислота 3 5
Поверхностно-активное вещество 0,2 1,5
Вода Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве фосфоновой кислоты используют оксиэтилдендифосфоновую кислоту CH₃COH(PO₃H₂)₂ и нитрилотриметиленфосфоновую кислоту N(CH₂PO₃H₂)₃.