РЕАГЕНТ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ГЛИНИСТЫХ ОБРАЗОВАНИЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА ПОСЛЕ БУРЕНИЯ ИЛИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и подземному хранению газа в пористых пластах, в частности к реагентам для разглинизации призабойной зоны пласта и, как следствие, восстановления естественной продуктивности скважин после их бурения или капитального ремонта.

Известно, что глинистый раствор, который используют при бурении или капитальном ремонте, частично остается в призабойной зоне пласта после освоения скважины и оказывает отрицательное влияние на эксплуатационные характеристики последней - снижает естественную продуктивность скважины вследствие создания фильтрационных сопротивлений притоку флюидов из продуктивного пласта. Загрязнение (кольматация) призабойной зоны объясняется способностью глинистых минералов в водной среде образовывать тиксотропные коагуляционные структуры, которые придают глинистому раствору свойство геля и затрудняют его транспортировку из призабойной зоны пласта при освоении скважины гидродинамическим способом [1].

Согласно современным представлениям о природе глинистых растворов, последние являются высококонцентрированными суспензиями глинистых минералов в водной среде, причем физико-химические свойства таких систем определяются условиями взаимодействия поверхности кристаллической решетки глинистых минералов с водой и находящимися в ней электролитами, примесями [2]. Глинистые минералы, особенно монтморилонитового типа, обладают хорошей способностью к интенсивному ионному обмену при контакте с водной фазой, благодаря чему происходит гидратация структурных элементов и, как следствие, набухание глин, приводящее к усилению тиксотропных (твердообразных) свойств глинистого раствора. Установлено, что плоские грани в структуре частиц химически активных глин являются отрицательно заряженными и для компенсации заряда в этих местах обычно адсорбируются ионы натрия и кальция, обладающие высокой плотностью заряда и способностью к сильной гидратации. Вода адсорбируется на глинистых минералах и представлена ориентированными молекулами, которые прочно связаны водородными связями с гидратированной поверхностью глинистых минералов [3-5].

Адсорбированная на поверхности глинистых минералов вода по своим физическим свойствам отличается от обычной воды прежде всего тем, что имеет аномальные реологические свойства, сходные с твердообразными телами [3]. По мере удаления от поверхности глинистых минералов аномальная адсорбционная вода постепенно переходит в свободную (паровую) воду. В высококонцентрированных глинистых суспензиях взаимодействие глинистых минералов происходит в рамках адсорбционных слоев воды с аномальными реологическими свойствами. При этом наблюдаемые кооперативные эффекты подобного взаимодействия определяют структурно-механические свойства глинистой суспензии (глинистого раствора), например пластичность [4] . Толщина адсорбционного слоя воды с аномальными свойствами зависит от вида глинистых минералов, характера гидратации их поверхности, определяемого типом адсорбированного иона в обменных местах кристаллической решетки глинистых минералов.

Теория устойчивости дисперсных систем позволяет предложить эффективные реагентные способы регулирования реологических свойств глинистых суспензий путем воздействия как на структуру адсорбционных слоев, так и на характер их взаимодействия между собой в глинистых минералах.

Известно применение для разглинизации призабойной зоны пласта полиэлектролитов, что приводит к тому, что глинистые минералы сорбируют определенный тип катионов благодаря большему сродству их строения к обменным местам в структуре минералов. В процессе такого обмена происходит частичное удаление адсорбционной воды из кристаллической решетки глинистых минералов и замещение ионов натрия и кальция на более предпочтительные, находящиеся в окружающем растворе [4, с.47-53]. Последние, обладая значительно меньшей энергией гидратации, легче теряют слой адсорбированной воды, в результате интенсивность взаимодействия глинистых минералов между собой снижается, что приводит к разжижению глинистой суспензии. Согласно [2, с.9-15] предпочтительный ряд катионов по их взаимному вытеснению из кристаллической решетки глинистых минералов выглядит следующим образом:
H⁺ _→ NH+4

_→ Mg⁺⁺ _→ K⁺ _→ Na⁺,
где катион водорода обладает самой высокой вытесняющей способностью и наименьшей гидратацией.

Известно применение поверхностно-активных веществ (ПАВ), адсорбирующихся на гидратированной поверхности глинистых минералов, что приводит к созданию расклинивающего давления между глинистыми частицами и, как следствие, способствует ослаблению структурно-механических свойств глинистой суспензии [6] .

Использование реагентного воздействия на структурно-механические свойства глинистых образований различной консистенции основано на регулировании условий взаимодействия глинистых минералов согласно приведенных выше феноменологических схем поведения таких дисперсных систем.

Известно [7], что для повышения продуктивности скважины за счет разглинизации призабойной зоны пласта (очистки от кольматирующих глинистых образований) в призабойную зону через скважину нагнетают 12,4-6209 литров соляной кислоты и 12,4-6209 литров мицеллярной дисперсии из расчета на 1 м толщины пласта. После выдержки указанного состава в пласте в течение 6 часов осуществляют освоение скважины. Благодаря диспергированию глинистых частиц при взаимодействии состава с кольматирующими образованиями происходит удаление последних из призабойной зоны пласта при освоении скважины и, как следствие, повышение ее продуктивности.

Известно [8] использование двухфазной пены, содержащей кислоту (например, соляную), которой промывают кольматированную глинистым раствором призабойную зону пласта с целью очистки последней.

В приведенных аналогах используется свойство кислот при диссоциации образовывать катион водорода (H⁺), который, адсорбируясь на обменных местах в структуре глинистых минералов, снижает толщину слоя адсорбционно связанной воды по причине своей низкой способности к гидратации и, как следствие, уменьшает прочность структуры кольматирующих глинистых образований. Наличие в составе используемых реагентов сильной кислоты (соляной ) обусловливает активное коррозионное воздействие на элементы конструкции скважины и забойного оборудования, что является нежелательным.

Известно применение для разрушения глинистых образований в призабойной зоне пласта [9-11] реагентов, содержащих во всех перечисленных случаях в своем составе катионы аммония (NH⁺). Последние, согласно ранее приведенному ряду активности катионов, обладают низкой энергией гидратации и при адсорбции на поверхности глинистых минералов снижают толщину слоя адсорбционно связанной воды, ослабляя при этом прочность структуры глинистых образований, что приводит к облегчению удаления их из призабойной зоны и повышению продуктивности скважины.

Известно также применение для повышения продуктивности скважины с кольматированной глинистым раствором призабойной зоной состава [12], представляющего собой водный раствор анионоактивного ПАВ (типа алкиларилсульфоната) с неионогенным ПАВ (типа оксиэтилированного алкилфенола), который нагнетают в призабойную зону пласта через скважину. После выдержки составов в призабойной зоне в течение не менее 24 часов (для обеспечения адсорбции поверхностно-активных компонентов на глинистых минералах) скважину осваивают с целью удаления кольматанта из призабойной зоны. Применение указанных составов основано на способности содержащихся в них поверхностно-активных веществ адсорбироваться на гидратированной поверхности глинистых минералов, создавая расклинивающее давление между глинистыми частицами и благодаря этому ослаблять прочность структуры глинистых образований.

К недостатку всех приведенных составов относится незначительная адсорбция содержащихся в них поверхностно-активных веществ и обменных катионов на глинистых минералах вследствие блокирования поверхности последних органическими соединениями, присутствующими в глинистых образованиях. По этой причине прочность структуры кольматанта снижается недостаточно для эффективного удаления его из призабойной зоны пласта при освоении скважины. Обоснование возможности блокирования адсорбционных процессов органическими веществами на поверхности глинистых минералов будет рассмотрено ниже.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому положительному эффекту к заявляемому изобретению является использование состава [13], содержащего: соляную кислоту - 1-5% (вес.), аммонийсодержащее вещество - 5-50% (вес. ) и воду - остальное, который нагнетают в кольматированную глинистыми образованиями призабойную зону пласта через скважину. При этом за счет адсорбции на глинистых минералах катионов водорода (H⁺) и аммония (NH+4

), содержащихся в указанном составе, происходит снижение толщины слоя адсорбционно связанной воды на глинистых минералах, что приводит к ослаблению прочности структуры глинистых образований и, как следствие, последние удаляются из призабойной зоны при последующем освоении скважины.

Помимо присутствия сильной коррозионно-активной соляной кислоты указанный состав имеет другой существенный недостаток, который распространяется и на составы, приведенные в описании аналогов изобретения. Рассмотрим более подробно природу и проявление этого недостатка.

Установлено, что в составе глин, которые сложены из чрезвычайно мелких кристаллических частиц небольшой группы минералов, получивших название глинистых минералов, присутствуют молекулы органических соединений, адсорбированные на поверхности минералов [4, с.15]. Кроме этого, органические соединения могут дополнительно адсорбироваться на глинистых минералах при попадании глинистого раствора в призабойную зону пласта, насыщенную углеводородами, а также за счет введения в глинистый раствор различных химических добавок для регулирования процесса бурения или капитального ремонта скважины. Глинистые минералы, обладая значительной емкостью адсорбции различных органических молекул [4, с.351], могут образовывать органоглинистые комплексы [4, с. 342], которые характеризуются высокой степенью коагуляции [4, с. 381] , т.е. способностью формирования прочных конгломератов глинистых минералов. В этих условиях приведение в контакт с глинистыми образованиями составов, содержащих катионы водорода (H⁺) и аммония (NH+4

), которые способны при адсорбции в обменных местах глинистых минералов привести к уменьшению толщины слоя адсорбционно-связанной воды и тем самым снизить прочность структуры глинистых образований, будет неэффективным, т.к. условия внедрения указанных катионов в обменные места глинистых минералов ограничены блокирующим слоем органических молекул. По этой же причине возможно затруднение адсорбции из используемых составов поверхностно-активных веществ, которые могут создавать расклинивающее давление в структуре глинистых образований.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности снижения прочности структуры глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта для обеспечения ее очистки (разглинизации) и восстановления естественной продуктивности скважины.

Указанная цель достигается применением в качестве реагента для разглинизации призабойной зоны пласта отхода производства синтетических жирных кислот (СЖК) на стадии промывки водой продуктов жидкофазного окисления углеводородов.

Процесс производства СЖК освоен отечественной химической и нефтехимической промышленностью в широком масштабе. На промежуточной стадии получения СЖК методом жидкофазного окисления углеводородов (газового бензина) осуществляют промывку окисленной реагентной смеси водой с целью разделения основного продукта производства (СЖК) и побочных продуктов. Полученные при этом промывочные воды, которые являются отходом производства, содержат в своем составе монокарбоновые кислоты, органические растворители (метилэтилкетон, ацетон, метанол, этанол) и воду.

В табл. 1 приведен компонентный состав промывочных вод, являющихся отходом процесса производства СЖК в АО "Уфанефтехим".

Как видно из представленных данных, реагент, являющийся отходом производства СЖК, содержит в своем составе смесь слабых органических кислот, способных к диссоциации с образованием катиона водорода (H⁺) и обладающих поверхностно-активными свойствами, а также синергетическую смесь органических растворителей. Плотность отхода производства СЖК (при 20^oC) составляет 1020 кг/м³, вязкость (при 20^oC) - 2,5 мПа с, водородный показатель - 4 ед., температура замерзания - (-15^oC).

Механизм воздействия данного реагента на глинистые образования, кольматирующие призабойную зону пласта, представляется следующим образом.

При контакте предлагаемого реагента со структурированной дисперсной системой, содержащей глинистые минералы, органические растворители, входящие в состав реагента, связывают органические соединения, адсорбированные на поверхности глинистых минералов, и переводят их в окружающую глинистые минералы дисперсионную среду. При этом катионы водорода (H⁺), образовавшиеся при диссоциации монокарбоновых кислот из данного реагента, получают возможность занять обменные места на деблокированной от органических соединений поверхности глинистых минералов и обеспечить ее дегидратацию (снижение толщины слоя адсорбционно удерживаемой воды), что в конечном счете приводит к снижению прочности структуры глинистых образований по механизму, который описан ранее.

Положительный эффект использования предлагаемого реагента для разглинизации призабойной зоны объясняется комплексным воздействием его компонентов на состояние структуры глинистых образований: органические растворители обеспечивают деблокирование поверхности глинистых минералов от органических соединений и переводят последние в дисперсионную среду; монокарбоновые кислоты в результате диссоциации образуют катионы водорода, которые, адсорбируясь на поверхности глинистых минералов, обеспечивают ее частичную дегидратацию и, как следствие, снижение прочности структуры глинистых образований.

Другим положительным свойством предлагаемого реагента по сравнению с известными составами, предусматривающими использование сильных кислот (соляной, серной), является его низкая коррозионная активность. Например, по результатам испытаний на обсадных трубах, выполненных из стали марки "Д", коррозионная активность предлагаемого реагента для металла на 70% ниже, чем для состава, содержащего соляную кислоту, который используется для разглинизации призабойной зоны [13]. Кроме того, присутствующие в предлагаемом реагенте монокарбоновые кислоты и спирты обладают поверхностно-активными свойствами [14], что способствует усилению капиллярной пропитки составом кольматированной пористой среды при выполнении процесса разглинизации призабойной зоны.

С целью оценки способности реагентов к разрушению структуры глинистых образований проводили сравнительные экспериментальные исследования на специальной установке, основу которой составляют торсионные весы Фигуровского [15] , имеющие перфорированную посадочную площадку для испытываемых образцов глин, которую вместе с образцами помещали в различные среды (реагенты для разглинизации). Перфорация посадочной площадки предназначена для обеспечения удаления продуктов разрушения структуры (разглинизации) испытываемых образцов в процессе проведения исследований.

В качестве критерия прочности структуры глинистых образований, по которому проводили оценку воздействия исследуемых сред, использовали гравиметрически фиксируемый показатель потери веса испытываемых образцов на перфорированной площадке весов Фигуровского. Проведенная предварительно оценка и воспроизведение опытов показали на устойчивую корреляцию потери веса испытываемых образцов на весах Фигуровского и кинетики их разрушения при контакте с различными средами.

В экспериментах исследовались худшие условия кольматации призабойной зоны пласта глинистыми образованиями, когда последние получали путем уплотнения под давлением глинистого теста. Уплотненные образцы глин получали из глинистого раствора, используемого при капитальном ремонте газовых скважин одного из месторождений Республики Башкортостан и состоящего из воды и глинопорошка аскангель, в котором в основном (до 75%) содержатся глинистые минералы монтморилонитовой группы. После частичного обезвоживания глинистого раствора до консистенции глинистого теста с помощью специального приспособления осуществляли заливку пресс-форм глинистым тестом и последующее уплотнение его при давлении 0,5 МПа в течение 2 часов. Подготовленные указанным способом образцы после высвобождения их из пресс-форм имели во всех случаях размер 2 см х 2 см х 2 см и водосодержание 20%. Далее образцы устанавливали на перфорированную площадку весов Фигуровского, которые помещали в исследуемые среды, способные оказывать эффект разглинизации. В качестве исследуемых сред использовали предлагаемый в данном изобретении реагент, являющийся отходом производства СЖК, а также составы, описанные в аналогах и прототипе данного изобретения. Дополнительно проводили контрольный опыт с инертной средой (дистиллированная вода). При проведении исследований в статических условиях контакта образцов с различными средами фиксировали потерю веса испытываемых образцов за счет разрушения их структуры (разглинизации).

Результаты экспериментов приведены в табл.2.

Как видно из представленных в табл. 2 данных, предлагаемый в изобретении реагент оказывает лучшее действие по разглинизации испытываемых образцов по сравнению с другими исследуемыми средами, что подтверждает изложенную в данном изобретении модель физико-химического воздействия отхода производства СЖК на прочность структуры глинистых образцов.

По результатам проведенных экспериментов продолжительность выдержки предлагаемого в изобретении реагента при контакте с кольматирующим глинистым материалом для достижения наилучшего эффекта разглинизации должна составлять 10-20 час, что связано с протеканием в дисперсной системе процессов растворения органических соединений и адсорбции обменных катионов.

Разглинизацию призабойной зоны пласта предлагаемым реагентом осуществляют путем нагнетания его через скважину в пласт в объеме, достаточном для заполнения кольматированной глинистыми образованиями области пласта, выдерживаний реагента в пласте для физико-химического взаимодействия с кольматантом в течение 10-20 час и освоения скважины для удаления продуктов разглинизации.

Помимо лабораторных экспериментов дополнительно была осуществлена проверка предлагаемого реагента для разглинизации призабойной зоны пласта в промысловых условиях Канчуринского подземного хранилища газа. В качестве объектов для испытания были выбраны газовые скважины NN 333 и 348, введенные в эксплуатацию после консервации, вызванной проведением капитального ремонта с использованием глинистого раствора. Проведенные после освоения скважин по обычной технологии контрольные замеры их производительности по газу имели низкие значения в сравнении с производительностью близлежащих на структуре скважин, которые находятся в идентичных геологических условиях (по данным анализа разреза скважин геофизическими методами). Отработка скважин на отбор газа в течение 6 месяцев не привела к изменению их продуктивных характеристик, что можно было бы в противном случае объяснить самоочисткой призабойной зоны от кольматирующего глинистого материала. Шаблонирование скважин показало на присутствие на забое значительного количества уплотненного глинистого материала, что позволило высказать предположение о возможности нахождения последнего и в призабойной зоне. С целью улучшения продуктивности скважин на них был проведен комплекс мероприятий по реагентной разглинизации призабойной зоны. Первоначально скважина N 333 была подвергнута физико-химической обработке с использованием состава, приведенного в аналоге предлагаемого изобретения [12] . Проведенные впоследствии контрольные замеры производительности не показали на улучшение продуктивности скважины. В дальнейшем на скважинах NN 333 и 348 были проведены мероприятия по разглинизации призабойной зоны с использованием предлагаемого в данном изобретении реагента - отхода производства СЖК. В указанные скважины было закачано по 10 м³ отхода производства СЖК, которые были продавлены в призабойную зону пласта водой. После выдержки реагента в течение 20 часов скважины освоили и отработали до сухого газа. При освоении скважин наблюдали интенсивный вынос кольматирующего материала, представленного глинистыми частицами. Проведенные в дальнейшем контрольные замеры производительности скважин диафрагменным измерителем критического течения и сравнение их с замерами, осуществленными на одинаковых режимах исследования (по диаметру диафрагмы) до использования предлагаемого реагента, показали на существенное улучшение производительности скважин после физико-химической обработки (табл.3).

Предлагаемый в изобретении реагент для разглинизации призабойной зоны пласта, помимо своей технологической эффективности, является недорогостоящим отходом производства по сравнению с реагентами, описанными в аналогах и прототипе данного изобретения, которые представляют собой достаточно сложные конечные продукты органического и неорганического синтеза. Предлагаемый реагент включает в себя малотоксичные химические соединения, относящиеся к III-IV классу опасности вредных веществ.

Источники информации:
1. Тиксотропия и реопексия глинистых суспензий. Науч.- тем. обзор. Сер. Бурение. М.: ЦНИИНЕФТЕГАЗ, 1965, с. 6-18
2. Жуховицкий С. Ю. Регулирование параметров глинистых растворов. М., Гостоптехиздат, 1960, с. 9-15.

3. Злочевская P. И. Связанная вода в глинистых грунтах, М.: Из-во МГУ, 1969, с. 14-33.

4. Грим Р. Э. Минералогия и практическое использование глин. М.: Из-во "Мир", 1967.

5. Дерягин Б.В. Чураев Н.В. Овчаренко Ф.Д. Вода в дисперсных системах. М.: Химия, 1989, с. 31-45.

6. Ребиндер П.А. Адсорбционные слои и их влияние на свойства дисперсных систем. Изв. АН СССР, ОМЕН, сер. хим. N 5 т. 639, 1936.

7. Патент США N 3572416.

8. Патент США N 3572440,
9. Авторское свидетельство СССР N 1838367 "Состав для реагентной разглинизации скважин".

10. Патент США N 4089787.

11. Патент США N 4090563.

12. Патент США N 2580765.

13. Авторское свидетельство СССР N 1792483 "Способ разглинизации призабойной зоны пласта".

14. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества. М., Химия, 1975.

15. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. М. Химия, 1976.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и подземному хранению газа в пористых пластах, в частности к реагентам для разглинизации призабойной зоны пласта и, как следствие, восстановления естественной продуктивности скважин после их бурения или капитального ремонта. В качестве реагента для разрушения кольматирующих глинистых образований в призабойной зоне используют отход производства синтетических жирных кислот на стадии промывки продуктов жидкофазного окисления углеводородов. Реагент нагнетают через скважину в призабойную зону пласта и выдерживают в течение 10-20 ч. Технический результат: повышается эффективность разрушения структуры глинистых образований и восстанавливается естественная продуктивность скважины. 3 табл.

Применение отходов производства синтетических жирных кислот (СЖК) на стадии промывки продуктов жидкофазного окисления углеводородов в качестве реагента для разрушения кольматирующих глинистых образований в призабойной зоне пласта после бурения или капитального ремонта скважины.