СПОСОБ РАСТВОРЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ В ОБРАЗОВАНИЯХ, СОДЕРЖАЩИХ МНОГОЧИСЛЕННЫЕ ПРОДУКТИВНЫЕ СЛОИ Российский патент 1999 года по МПК E21B37/00 

Это изобретение относится к способу растворения отложений в образованиях, содержащих многочисленные продуктивные слои.

Вода обычно содержит катионы щелочноземельного металла, например, бария, стронция, кальция и магния, и анионы, например, сульфата, бикарбоната, карбоната, оксалата, фосфата, силиката и фторида. Когда комбинации из этих анионов и катионов присутствуют в концентрациях, которые превосходят растворимость продуктов их реакции, осадки будут образовываться до тех пор, пока не будут превышены концентрации продукта растворимости. Например, когда концентрации иона бария и сульфат иона превосходят растворимость продукта реакции сульфата бария, твердая фаза сульфата бария будет образовываться в виде осадка.

Концентрации продукта растворимости бывают превышены по разным причинам, например, из-за испарения водной фазы, изменения pH, давления или температуры и введения дополнительных ионов, которые могут образовывать нерастворимые соединения с ионами, уже присутствующими в растворе.

Когда эти продукты реакции осаждаются на поверхностях водоносных или водосодержащих систем, они образуют прилипшие осадки или отложения (накипь). Накипь препятствует эффективному теплопереносу, служит препятствием для потоков жидкости, способствует коррозионным процессам и является убежищем для бактерий. Накипь представляет большую проблему во многих промышленных водных системах, в системах добычи нефти и газа, в системах заводов по производству древесной массы и бумажных фабрик и в других системах, вызывая временные задержки и остановки в работе систем, необходимые для очистки и удаления.

Одноразовые и рециркулирующие охлаждающие водные системы подвергаются образованию отложений накипи. Проблемы, с которыми сталкиваются при использовании котлов и паровых систем, включают образование накипи и других отложений, коррозию и пенообразование. Накипь и другие отложения на теплообменных поверхностях могут вызвать потерю в тепловом коэффициенте полезного действия котла и могут также привести к увеличению температуры металла, из которого изготовлен котел. В условиях накипеобразования температуры могут стать достаточно высокими, что приведет, вследствие перегрева, к повреждению металла.

Отложения накипи в виде сульфата бария и стронция представляют своеобразную и иногда "неразрешимую" проблему.

В большинстве случаев эти сульфаты значительно менее растворимы во всех растворителях, чем любое из других обычно встречающихся накипеобразующих соединений. Считается, что отложения сульфата бария почти невозможно удалить химическими средствами. Поэтому сульфат бария следует удалять механически, или оборудование, трубы и т.д., которые содержат отложения, следует выбрасывать.

Сфера действия отложения сульфата бария известна всему миру и встречается, главным образом, в системах подземных вод. Проблема, связанная с отложениями сульфата бария, является в особенности важной для нефтяной промышленности, так как с добычей нефти связаны большие объемы воды, и большую часть нефти добывают посредством метода вторичной добычи при водозатоплении.

Отложения накипи могут встречаться во многих различных местах, включая трубопроводы, отверстия буровой скважины, площадки, расположенные рядом с буровой скважиной, сборочные линии, измерительные приборы, клапаны, и в другом производственном оборудовании.

Осаждение накипи в производственном оборудовании и образование каналов является хорошо известной проблемой при добыче нефти. Отложение сульфата бария причиняет в особенности много беспокойств, когда в качестве закачиваемой жидкости в нефтяных скважинах, вода которых обогащена ионами бария, используют морскую воду, обогащенную сульфатом. Это отложение вызывает серьезные проблемы для нефтяных месторождений США и более старых нефтяных месторождений в Северном море. Ожидается, что образование отложений такого характера будет происходить во время стадий добычи в других нефтяных месторождениях Северного моря, в особенности после того, как произошел прорыв морокой воды.

Отложения сульфата бария могут образовываться также в подземных образованиях, например, в скважине для удаления отходов. Накипь или отложения могут образовываться до такой степени, что уменьшится проницаемость образования, что приведет к пониженным скоростям потока, повышенным давлениям в насосе и, в конечном счете, к отказу от такой скважины.

В патенте США N 5093020 представлен способ и композиция для удаления отложения накипи из буровых скважин и оборудования, используемого при получении содержащих углеводороды жидкостей из резервуара или образования. Композиция включает водный раствор, имеющий pH от около 8 до около 14, этилендиаминтетрауксусное (EDTA) хелатное соединение или диэтилентриаминпентауксусное (DTPA) хелатное соединение и катализатор или синергист. Предпочтительные хелатные соединения включают диэтилентриаминпентауксусную кислоту (DTPA) или этилендиаминтетрауксусную кислоту (EDТА) или их щелочные соли.

Хотя этот метод является эффективным при удалении отложений сульфатов щелочноземельных металлов из буровых скважин, точное размещение композиции в желательный слой может быть усовершенствовано. Это является в особенности справедливым, когда из образования, продуцирующего жидкость, содержащую углеводороды, необходим отвод высокоплотной композиции. Если для добычи перфорировано несколько футов буровой скважины и если перфорированный слой содержит участки с высокой проницаемостью (больше чем от 10 до 20 md), бывает трудно обработать эффективно всю зону этой высокоплотной композицией при низких скоростях закачивания, т.е. от около 1 до около 2 ВРМ.

Таким образом, необходим способ, который обеспечивает распределение высокоплотной композиции, растворяющей отложение сульфата щелочноземельного металла, на обширном перфорированном продуктивном слое образования или резервуара. Это изобретение направлено на достижение вышеуказанного.

В соответствии с настоящим изобретением предусмотрен способ растворения отложений в образовании, содержащем многочисленные продуктивные слои, включающий:
а) направление в перфорированную буровую скважину первой жидкой композиции известной плотности для растворения отложения накипи сульфата щелочноземельного металла из перфораций и продуктивных слоев, сообщающихся с упомянутой буровой скважиной, и
в) направление в буровую скважину, на верхнюю поверхность первой жидкой композиции, второй жидкой композиции для растворения отложения сульфата щелочноземельного металла в верхнем перфорированном слое буровой скважины, которая сообщается посредством жидкости с продуктивными слоями, в котором вторая жидкая композиция имеет плотность меньшую, чем плотность первой жидкой композиции.

Предпочтительно на стадии в) плотность второй жидкой композиции уменьшают путем добавления солевого раствора щелочного или щелочноземельного металла, обладающего пониженной плотностью.

Более предпочтительно, плотность второй жидкости на стадии (в) уменьшают путем добавления водного или углеводородсодержащего раствора, содержащего соль щелочного или щелочноземельного металла в количестве, достаточном для получения плотности, по крайней мере, на 0,1 мас.% меньше, чем плотность первой жидкой композиции. В особенности предпочтительно, чтобы водный или углеводородсодержащий раствор содержал бромиды или хлориды. Более конкретно, водный солевой раствор может быть выбран из члена группы, состоящей из хлорида натрия, хлорида калия, хлорида цинка, бромида натрия, бромида калия или бромида цинка.

Желательно, чтобы плотность первой жидкой композиции составляла от 11,5 до 12 фунтов/галлон (от 0,955 до 1,00 кг/дм). Желательно также, чтобы плотность второй жидкой композиции составляла от 10,5 до 11,0 фунтов/галлон (от 0,872 до 0,914 кг/дм).

Если необходимо, поверх первой и второй жидкости в буровую скважину добавляют несколько последующих жидкостей с плотностью, по крайней мере, на 0,1 мас.% меньше, чем плотность последней добавленной жидкости, до тех пор, пока все из желательных продуктивных слоев и перфораций, сообщающихся с ними, будут обработаны растворяющим отложения раствором. Например, после стадии (в) в буровую скважину направляют третью жидкую композицию для растворения отложений, которая имеет плотность от 9,5 до 10 фунтов на галлон (от 0,789 до 0,831 кг/дм); после этого в буровую скважину направляют четвертую жидкую композицию для растворения отложений, которая имеет плотность от 8,5 до 9,0 фунтов на галлон (от 0,706 до 0,748 кг/дм).

Предпочтительно, чтобы первая и вторая жидкие композиции и любые последующие композиции включали водный раствор, имеющий pH от 8 до 14, при этом каждый раствор содержит:
i) аминокарбоновую кислоту или полиаминовое хелатное соединение, соли и их смеси в количестве от 0,1 до 1,0 М; и
ii) катализатор в количестве от 0,01 до 0,5 М, который является членом, выбранным из группы, состоящей из фторида, оксалата, персульфата, дитионата, гипохлорита, формиата, тио-, амино- и оксиацетатных анионов, вследствие чего получают раствор, который может растворить по существу большее количество отложений в течение в значительной степени меньшего времени, чем это возможно только с одним упомянутым хелатным соединением.

Предпочтительные хелатные соединения включают диэтилентриаминпентауксусную кислоту (DTPA) и этилендиаминтетрауксусную кислоту (EDTA) или их соли и смеси.

Плотность жидких композиций, примененных здесь, уменьшают путем использования жидкости с пониженной плотностью, предпочтительно pH, по крайней мере, около 12, которую смешивают для получения жидкой композиции желательной плотности. Путем равномерного уменьшения плотности жидкой композиции для растворения сульфатных отложений накипи могут быть обработаны различные участки перфорированных слоев, до такой степени, которая ранее была недостижима другими способами.

Поэтому в предпочтительном варианте каждая жидкая композиция включает хелатное соединение, катализатор и низкоплотную жидкость, которая предпочтительно имеет pH более чем 12.

Изобретение предоставляет возможность обработки протяженного перфорированного слоя буровой скважины, сообщенной с многочисленными продуктивными слоями для того, чтобы удалить оттуда отложения сульфата щелочноземельного металла и, в частности, отложения сульфата бария.

На чертеже изображена схема буровой скважины, содержащей первую и вторую жидкие композиции различных плотностей, растворяющие отложения.

Как показано на чертеже, первую жидкую композицию, растворяющую отложения сульфата щелочноземельного металла, направляют в буровую скважину 10, которая проникает в образование или резервуар 12. Буровая скважина 10 имеет перфорации 14, расположенные на различных уровнях или расстояниях от образования 12. Перфорации 14 посредством жидкости сообщаются с различными продуктивными уровнями или слоями образования 12.

Первая жидкая композиция, растворяющая отложения, которая поступает в образование, имеет плотность выше, чем плотность любой другой композиции, которую потом закачивают в образование. Жидкость с самой высокой плотностью, которую первой закачивают в буровую скважину 10, содержит композицию, которая является достаточной для растворения отложения накипи сульфата щелочноземельного металла из перфораций в буровой скважине и продуктивных слоев, сообщающихся с ней.

Сразу же после того, как в буровую скважину поместили первую жидкость с самой большой плотностью, в буровую скважину 10 закачивают вторую жидкость, содержащую растворяющую отложения композицию, подобную первой жидкой композиции. Вторая жидкая композиция дает возможность растворения отложения накипи сульфата щелочноземельного металла из перфораций в буровой скважине и продуктивных слоев, сообщающихся с ней. Вторая жидкая композиция имеет плотность более низкую, чем плотность первой жидкой композиции, закачиваемой в буровую скважину. Плотность второй жидкости будет по крайней мере на 0,1 мас. % меньше, чем плотность первой жидкой композиции. Поскольку вторая жидкая композиция имеет плотность более низкую, чем плотность первой жидкой композиции, она располагается над первой жидкостью.

Как показано на чертеже, первая жидкая композиция остается в буровой скважине 10 на уровне 16 для того, чтобы сообщаться посредством жидкости с нижним продуктивным слоем 20 через перфорации 14. Вторую жидкую композицию размещают над уровнем 16 в уровень 18 для того, чтобы сообщаться посредством жидкости с продуктивным промежутком 22 через перфорации 14. Затем над уровнем 18 в уровень 30 размещают третью жидкую композицию, имеющую плотность более низкую, чем плотность второй жидкой композиции для того, чтобы посредством жидкости сообщаться с продуктивным промежутком 24 через перфорации 14. Четвертую жидкую композицию, которую закачивают в образование 12 посредством буровой скважины 10, размещают над уровнем 30 в уровень 32 для того, чтобы посредством жидкости сообщаться с верхним продуктивным промежутком 26 через перфорации 14.

Все жидкости, которые закачивают на различные уровни, содержат композицию, которая является достаточной для растворения отложения сульфата щелочноземельного металла из перфораций в буровой скважине и продуктивных слоев, связанных с ней. После помещения в образование эти жидкости остаются на различных уровнях в буровой скважине для контактирования с перфорациями и промежутками, сообщающимися с ними, которые содержат отложения сульфатной накипи, в течение времени, достаточного дня растворения отложений накипи.

Композиция включает водный раствор, имеющий pH от 8 до около 14. В этот раствор помещают от около 0,1 до 1,0 М этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA) или диэтилентриаминпентауксусной кислоты (DTPA) или их солей и смесей, которые служат в качестве хелатного соединения. Затем к водному раствору добавляют катализатор с концентрацией от около 0,01 до около 0,5 М.

Катализатор выбирают из члена группы, состоящей из оксалата, салицилата, фторида, персульфата, дитионата, гипохлорита, формиата, тио-, амино- или оксиацетатных анионов.

Водную жидкую композицию используют для удаления отложения из оборудования, используемого при добыче нефти и/или воды из подземных образований. Такую композицию можно использовать для выбора условий для удаления отложений и решения проблем, упомянутых выше.

Водную жидкую композицию направляют вниз в буровую скважину для удаления отложения сульфата бария, который загрязняет трубчатое оборудование и перепускные каналы. Перед направлением в буровую скважину композицию можно нагреть до температуры между от около 25^oC до около 100^oC. После обработки трубчатого оборудования и перепускных каналов композицию оставляют в них в течение времени от около 10 минут до около 7 часов. После контактирования с оборудованием в течение желательного времени композицию, содержащую растворенное отложение, подают на поверхность. Эту процедуру можно повторять так часто, как это необходимо для удаления отложений из оборудования.

В патенте США N 5093020 представлены композиции, подобные тем, которые используют выше для удаления отложений сульфата бария и стронция.

Для того, чтобы получить желательную плотность композиций, используемых для растворения отложений сульфата щелочноземельного металла, можно использовать соли щелочных или щелочноземельных металлов в водных растворах и их смесях. Предпочтительным солевым раствором, вследствие его готовности и доступности, является хлорид натрия. Можно также использовать растворы хлорид цинка. Хотя могут быть использованы хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и хлорид цинка, могут быть использованы также бромиды. Эти солевые растворы, использованные здесь, содержат буферную систему с высоким значением pH со средством получения устойчивого значения pH от около 8 до около 14, предпочтительно около 12. Хотя предпочтительным является водный солевой раствор для получения желательной плотности жидкости в сочетании с повышенной плотностью жидкой композиции, используемой для растворения отложений сульфата щелочноземельных металлов, могут быть также использованы углеводороды. Предпочтительный pH жидкостей, используемых для растворения сульфатных отложений, составляет около 12.

Плотность композиции, растворяющей отложения, равна около 12 фунтов/галлон (1,00 кг/дм). Поддержание pH является критическим и плотность жидкости в ее настоящей форме относится к дополнительному условию, необходимому для поддержания pH. Как уже упоминалось, более плотная жидкость для растворения отложений будет находиться в части буровой скважины, при этом растворяющие отложения жидкости с более низкой плотностью будут находиться над растворяющей жидкостью с более высокой плотностью. Разница в плотности может изменяться и может составить около 0,1 мас.%. Посредством размещения растворяющих отложений жидкостей с уменьшающейся плотностью, подаваемых в буровую скважину, можно эффективно обработать всю зону образования, содержащего многочисленные продуктивные слои с участками с высокой проницаемостью, т. е. более чем от 10 до около 20 md. Вследствие того, что по мере поступления жидкостей в буровую скважину плотность уменьшается, вся зона с многочисленными уровнями может быть эффективно обработана при низкой скорости закачивания от около 1 до около 2 ВРМ.

При использовании этого способа и применении жидкостей переменной плотности, жидкость, растворяющая отложения, может быть распределена по поверхности обширного перфорированного слоя. Предпочтительный применяемый способ включает использование двух резервуаров для хранения на поверхности. Растворяющую отложения жидкость, имеющую самую высокую плотность, помещают в один резервуар. Второй резервуар, который содержит жидкость с более низкой плотностью, предпочтительно солевую жидкость, имеющую водное или углеводородное основание, используют для получения желательного варианта плотности. Указанное осуществляют путем подачи насосом соли, содержащей раствор, вместе с раствором, растворяющим сульфатные отложения, при желательной скорости, позволяющей получить разницу в плотности около 0,1 мас.%. Придерживаясь предварительно определенного объема раствора, растворяющего сульфатные отложения и имеющего повышенную плотность, к потоку, направляемому в буровую скважину, добавляют фракции жидкости, содержащей соль, имеющие более низкую плотность, вследствие чего происходит разбавление концентрированной композиции, растворяющей отложения, до более низкой желательной плотности. Постоянное уменьшение плотности жидкости позволяет обработать различные участки перфорированного слоя. Соли, которые используют при этом, раскрыты в патенте США A-4883124.

Плотность первой, растворяющей отложения жидкости, которую используют на первой ступени или уровне, составляет от около 11,5 до около 12,0 фунтов/галлон (от 0,955 до 1,00 кг/дм). Плотность второго растворяющего отложения раствора, который используют на второй ступени или уровне в буровой скважине, составляет от около 10,5 до около 11,0 фунтов/галлон (от 0,872 до 0,914 кг/дм). Когда используют третий растворяющий отложения раствор, плотность должна быть от около 9,5 до около 10,5 фунтов/галлон (от 0,789 до 0,872 кг/дм). Когда встречается перфорированный протяженный слой, например, такой, который представлен на чертеже, четвертая растворяющая отложения жидкость должна иметь плотность от около 8,6 до около 9,5 фунтов/галлон (от 0,706 до 0,789 кг/дм).

В дополнение к направлению или подаче насосом растворяющей отложения жидкости в буровую скважину, эти жидкости могут протекать в буровую скважину посредством концентрического расположения труб, как это представлено в патенте США А 4947933. Водная среда, которую используют здесь, может включать свежую воду, солоноватую воду или морскую воду и их смеси. Углеводороды, которые можно использовать здесь, включают топливную нефть, керосин и их смеси.

После того, как растворяющие отложения жидкости с разной плотностью остались в буровой скважине в течение времени, достаточного для растворения отложений накипи сульфата щелочноземельного металла с перфораций и слоев образования, сообщающихся с ними, растворяющую отложения жидкость с высокой плотностью направляют в буровую скважину для ее промывки. Затем растворяющие отложения жидкости с уменьшающимися плотностями можно подавать в буровую скважину для вымывания оставшейся жидкости до тех пор, пока в буровой скважине останется растворяющая отложения жидкость с желательной пониженной плотностью. После этого солевой раствор можно использовать для вымывания растворяющей отложения жидкости из буровой скважины, или эту жидкость можно рециркулировать. Таким образом, буровая скважина и перфорации будут очищены от растворяющей отложения жидкости до желательной концентрации. Позже скважину можно опять использовать для добычи. Затем можно начать осуществлять усиленный способ добычи нефти (EOR) в многочисленные продуктивные слои для того, чтобы удалить из этих слоев продукты, содержащие углеводороды.

Хотя настоящее изобретение описано с использованием предпочтительных вариантов, понятно, что в пределах объема преложенной формулы изобретения могут быть сделаны модификации и другие варианты.

Изобретение относится к способу растворения отложений в образованиях, содержащих многочисленные слои. Способ повышения эффективности растворения отложений в образовании, содержащем многочисленные продуктивные слои, в котором используют жидкости переменной плотности. Первоначально в буровую скважину направляют жидкую композицию, достаточную для растворения отложения накипи сульфата щелочноземельного металла, вследствие чего происходит контактирование отложения в одном продуктивном слое образования. Затем в буровую скважину направляют вторую растворяющую отложения жидкость, имеющую плотность, которая приблизительно на 0,1 мас.% меньше, чем плотность первой жидкости, вследствие чего происходит контактирование дополнительного количества перфорации и более высоко расположенного слоя. Эти растворяющие отложения жидкости с переменными плотностями оставляют для контакта с перфорациями и продуктивными слоями, сообщающимися с ними, в течение времени, достаточного для растворения отложений накипи, посредством чего эффективно удаляют отложения накипи из перфораций и продуктивных слоев на различных уровнях. В качестве жидкой композиции используют водный раствор, имеющий pH 8-14, аминокарбоновой кислоты или полиаминного хелатного соединения, соли и их смеси в количестве 0,1-1,0 М и катализатор в количестве 0,01-0,5 М. Технический результат: обеспечение распределения высокоплотной композиции, растворяющей отложения сульфата щелочноземельного металла, на обширном перфорированном продуктивном слое образования или резервуара. 10 з.п.ф-лы, 1 ил.

1. Способ растворения отложений в образованиях, содержащих многочисленные продуктивные слои, включающий подачу в перфорированную буровую скважину жидкой композиции, содержащей водный раствор, имеющий рН 8 - 14, аминокарбоновой кислоты или полиаминного хелатного соединения, соли и их смеси в количестве 0,1 - 1,0 М и катализатор в количестве 0,01 - 0,5 М, отличающийся тем, что после подачи первой жидкой композиции, на ее верхнюю поверхность подают вторую жидкую композицию того же состава для растворения отложения сульфата щелочноземельного металла в верхнем перфорированном слое буровой скважины, которая сообщается посредством жидкости с продуктивными слоями, причем вторая жидкость имеет меньшую плотность, чем плотность первой жидкости. 2. Способ растворения отложений по п.1, отличающийся тем, что плотность второй жидкой композиции уменьшают путем добавления солевого раствора щелочного или щелочноземельного металла, имеющего более низкую плотность. 3. Способ растворения отложений по п.1, отличающийся тем, что плотность второй жидкой композиции уменьшают путем добавления водного или углеводородсодержащего раствора, содержащего соль щелочного или щелочноземельного металла в количестве, достаточном для получения плотности по крайней мере меньшей на 0,1 мас.%, чем плотность первой жидкой композиции. 4. Способ растворения отложений по п.3, отличающийся тем, что водный или углеводородный раствор содержит бромиды или хлориды. 5. Способ растворения отложений по п.2, или 3, или 4, отличающийся тем, что раствор выбирают из группы: хлорид натрия, хлорид калия, хлорид цинка, бромид натрия, бромид калия или бромид цинка. 6. Способ растворения отложений по любому из пп.1 - 5, отличающийся тем, что плотность первой композиции составляет 11,5 - 12,0 фунтов/галлон (0,955 - 1,00 кг/дм). 7. Способ растворения отложений по любому из пп.1 - 6, отличающийся тем, что плотность второй жидкой композиции составляет 10,5 - 11,0 фунтов/галлон (0,872 - 0,914 кг/дм). 8. Способ растворения отложений по любому из пп.1 - 7, отличающийся тем, что в буровую скважину поверх первой и второй жидкой композиции добавляют последующие жидкие композиции, плотность каждой из которой по крайней мере на 0,1 мас.% меньше, чем плотность последней добавленной жидкой композиции, причем жидкие композиции добавляют до тех пор, пока все желательные продуктивные слои и перфорации, сообщающиеся с ними, будут обработаны растворяющей отложения жидкой композицией. 9. Способ растворения отложений по любому из пп.1 - 7, отличающийся тем, что после подачи второй жидкости в буровую скважину направляют третью жидкую композицию, которая имеет плотность 9,5 - 10,0 фунтов/галлон (0,789 - 0,831 кг/дм). 10. Способ растворения отложений по п.9, отличающийся тем, что в буровую скважину направляют четвертую жидкую композицию, которая имеет плотность 8,5 - 9,0 фунтов/галлон (0,706 - 0,748 кг/дм). 11. Способ растворения отложений по любому из пп.1 - 10, отличающийся тем, что первая и вторая жидкие композиции содержат водный раствор, имеющий рН 8 - 14, при этом каждый раствор содержит аминокарбоновую кислоту или полиаминные хелатные соединения, соли и их смеси в количестве 0,1 - 1,0 М и катализатор в количестве 0,01 - 0,5 М, выбранный из группы: фторид, оксалат, персульфат, дититанат, гипохлорит, формиат, тио-, амино-, и оксиацетатных анионов, вследствие чего раствор растворяет по существу большее количество отложений в течение значительно меньшего времени, чем это возможно только с упомянутым хелатным соединением.