СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ПОЛИМЕРГЛИНИСТЫХ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЙ ИЗ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам удаления полимерглинистых кольматирующих образований из продуктивных пластов, и может найти применение при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин для увеличения их дебита.

При бурении нефтяных и газовых скважин 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 частности, в качестве добавок в промывочные жидкости вводили полимерные реагенты, являющиеся производными акриловой кислоты. Растворы на основе анионактивных полиэлектролитов характеризуются следующими показателями: плотность 1120-1200 кг/м³, водоотдача 4-8 см³/30 минут, вязкость 20-25 с СПВ-5 и CHC_1/10 за 1 и 10 минут, соответственно, 10-15 и 20-30 дПа.

Такого рода полимеры с длинными цепями и большим числом заряженных участков обеспечивают высокие вязкости промывочной жидкости за счет электровязкого эффекта. Их применение в рассматриваемых условиях обеспечивает сравнительно высокую эффективность бурения.

Однако использование полимеров акрилового ряда сопровождается отрицательным воздействием на проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта. Вследствие диссоциации в цепи полимеров появляются участки с отрицательными зарядами, что способствует адсорбции их на положительно заряженных участках ребер глинистых частиц, входящих как в состав промывочных жидкостей, так и образующих цемент песчаников (см. кн. Грея Д.Р, Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) - пер. с англ., Москва, изд. Недра, 1985, с.509).

В результате этого процесса в прискважинной зоне продуктивного пласта формируется органо-минералогический комплекс кольматирующих соединений, снижающий проницаемость продуктивного пласта. В многопластовых объектах ситуация усугубляется еще и тем, что при совместном вскрытии нескольких продуктивных пластов выбор плотности бурового раствора осуществляют в расчете на объект с максимальным пластовым давлением, что ведет к дополнительному ухудшению емкостно-фильтрационных характеристик прискважинной зоны пласта.

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

Известен способ удаления полимерглинистых кольматирующих образований из пласта, в котором для обработки скважины используют технологические растворы, содержащие смеси кислородсодержащей кислоты фосфора, ионы фтора и ингибиторы коррозии (см. патенты США №4561503, 1985 г, №4101426, 1978 г.).

К недостаткам такого способа следует отнести возможность образования в пласте труднорастворимых соединений фторида кальция, что предопределяет необходимость введения в технологический цикл обработки дополнительной операции в виде кислотной обработки пласта, обеспечивающей растворение карбоната кальция.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам можно рассматривать способ удаления полимерглинистых кольматирующих образований из углеводородсодержащих продуктивных пластов, включающий закачку в пласт технологического раствора, содержащего соли сильных кислот и добавки поверхностно-активных веществ, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта (см. Европейский патент №0125191, 1984 г. прототип).

Для удаления полимерных кольматирующих образований в известном способе используют раствор, содержащий смесь неорганических кислот (соляная, фосфорная), органических кислот (лимонная, щавелевая) и гексаметилентетрамин, который закачивают в пласт и выдерживают на реакцию с последующим удалением продуктов разложения.

К недостаткам данного способа следует отнести сравнительно невысокую эффективность разрушения полимерглинистых кольматирующих образований при высокой коррозионной активности используемых буровых растворов.

Техническим результатом изобретения является разработка способа, позволяющего восстановить проницаемость продуктивного пласта до значений, близких к первоначальному, за счет удаления из него полимерглинистых кольматирующих образований посредством закачки в продуктивный пласт специального технологического раствора, обеспечивающего их разрушение.

В способе удаления полимерглинистых кольматирующих образований из продуктивных пластов, включающем закачку в пласт технологического раствора, содержащего соль сильной кислоты, поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта, освоение скважины, технологический раствор содержит в качестве соли сильной кислоты кислый фторид одновалентного неорганического катиона при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кислый фторид одновалентного неорганического катиона10-20ПАВ0,2-1,5ВодаОстальное,

причем объем технологического раствора принимают не меньше объема пор закольматированной зоны, затем производят дренирование скважины путем создания 10-14 циклов депрессий-репрессий за время 8-20 часов, после чего производят освоение скважины.

При температуре пласта свыше 60°С технологический раствор дополнительно содержит гидроксид одновалентного неорганического катиона в количестве 6-8 мас.%.

Такое выполнение способа удаления полимерглинистых кольматирующих образований из продуктивных пластов при капитальном ремонте скважин позволяет увеличить проницаемость коллектора и дебит скважины до значений, близких к первоначальным.

Для определения оптимального состава предложенного технологического раствора, обеспечивающего эффективное разрушение полимерглинистых кольматирующих образований углеводородсодержащих продуктивных пластов, были проведены лабораторные опыты.

В ходе приготовления исходного раствора промывочной жидкости использовался полиакриламид - ГС Б флокулянт по ТУ Уа. 6.1-29-94 с содержанием около 60% полимера и около 34% сульфата аммония. Величина кинематической вязкости 0,1% раствора составляет 2,4×10^-6 м₂/с при рН 7-8. В процессе набухания полимера в воде происходит образование геля, так при использовании 2% раствора гель приобретает консистенцию студня.

Смешивание порошка бентонита с гелем осуществлялось в гомогенизаторе с перемешивающим элементом с режущей кромкой и частотой вращения 3000 мин^-1. Образовавшийся полимерглинистый конгломерат центрифугировали с частотой вращения 5500 мин^-1. После обработки на центрифуге из полимерглинистой массы готовились образцы шарообразной формы, которые затем высушивались на воздухе в течение 3-6 ч при комнатной температуре. Масса полученных образцов составляла 2-2,5 г при влажности не выше 5%.

Для разрушения образцов использовали кислый фторид одновалентного неорганического катиона (Na⁺, К⁺, NH₄ ⁺ и др.) в количестве 10-20 мас.%. Полиакриламид (ПАА), использованный при приготовлении раствора в концентрациях свыше 0,1% продолжает оставаться в виде структурированного геля, имеющего форму исходного образца.

В соответствии с экспериментальными результатами разрушение геля в образцах по истечении времени 6-24 ч наступает самопроизвольно или при незначительных механических воздействиях. При низких концентрациях ПАА в матрице образец разрушается практически полностью. В исследуемых образцах ПАА занимает практически весь объем бентонитовой матрицы, в то время как при работе на скважине ПАА проникает в толщу породы на незначительную глубину порядка 3-8 мм, вследствие чего разрушение матрицы может быть сильно облегчено. Наибольшая скорость разрушения образцов наблюдается при 45-55°С.

Для разрушения образцов при более высокой температуре (свыше 60°С) в указанный технологический раствор следует добавлять гидроксид одновалентного неорганического катиона (NaOH, КОН, NH₄OH и пр.) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кислый фторид одновалентного неорганического катиона10-20гидроксид одновалентного неорганического катиона6-8ПАВ0,2-1,5ВодаОстальное,

объем указанного технологического раствора, как и в первом случае, принимают не меньшим объема пор закольматированной зоны, а выдержку раствора на реакцию в образце осуществляют также внутри временного интервала 6-24 часов.

Определение оптимальных соотношений между компонентами предлагаемого технологического раствора производилось в соответствии с известной методикой (см. кн. Рузинов Л.П., Слободчикова Р.И. Планирование эксперимента в химии и химической технологии. - М., Химия, 1980. - серия "Химическая кибернетика" - 280 с.).

В результате проведенных опытов установлены указанные выше соотношения между компонентами технологического раствора, а также другие характеристики процесса декольматизации.

Содержание в основном технологическом растворе кислого фторида одновалентного неорганического катиона менее 10 мас.% не обеспечивает протекание необходимых реакций для удаления кольматирующих образований в пласте, а его увеличение более 20 мас.% нецелесообразно по причине удорожания технологического раствора.

По результатам опытов в качестве оптимальной в указанном интервале была выбрана концентрация кислого фторида одновалентного неорганического катиона натрия и калия около 15 мас.%, поскольку при этом выделяется достаточное количество свободной плавиковой кислоты для растворения полимерглинистых кольматирующих образований. Выделение плавиковой кислоты идет постепенно, и большая ее часть успевает за указанное время вступить в реакцию, а не улетучивается, что особенно важно при использовании раствора в условиях продуктивного пласта при температурах 45-75°С.

При приготовлении основного технологического раствора гидролиз кислого фторида одновалентного катиона осуществляется в две стадии:

CatF·HF=CatF+HF↑

CatF+H₂O=CatOH+HF↑

Первая стадия реакции при этом протекает быстрее, а у обеих стадий равновесие существенно смещается вправо с ростом температуры. Кислая среда также существенно смещает вправо равновесие обеих стадий. В то же время, в щелочном буфере при высоких значениях рН равновесие в обеих стадиях смещается влево, причем в первой стадии это происходит по реакции:

CatOH+HF=CatF+H₂O

Таким образом, применение раствора чистого бифторида одновалентного катиона без добавления HCl приводит к сравнительно быстрому и полному разрушению полимерглинистых конгломератов. Это связано с тем, что выделение HF в ходе гидролиза водного раствора с рН 5,6-6,3 протекает медленнее, за счет чего большая часть HF не улетучивается и успевает вступить в реакцию с силикатной матрицей полимерглинистого конгломерата за указанное время.

Применение раствора чистого бифторида одновалентного катиона, а также раствора бифторида, подкисленного соляной кислотой, при 50-70°С, согласно опытным данным, приводит к худшим результатам за счет того, что при быстром выделении HF за счет увеличения скорости гидролиза большая часть кислоты улетучивается из раствора, не вступая в реакцию.

Для предотвращения указанного температурного эффекта в лабораторных и натурных экспериментах дополнительно использовались растворы, содержащие до 20% бифторида аммония и 5-10% щелочи, что при 70°С приводит вначале к преимущественному испарению аммиака из водного раствора. При этом гидролиз бифторида аммония не наступает до момента практически полного испарения аммиака и исчезновения аммиачного буфера, который позволяет поддерживать рН на уровне 5,5-5,8. Это занимает существенное время, позволяя раствору проникнуть глубже в толщу пласта, не теряя HF. Дополнительно к этому в щелочной среде происходит набухание полимеров акрилового ряда, что также ведет к более глубокому проникновению раствора в толщу полимерглинистого конгломерата.

После испарения из раствора аммиака при 70°С начинается интенсивный гидролиз бифторида аммония с выделением плавиковой кислоты, но этот процесс протекает уже в толще полимерглинистого конгломерата, что приводит к сравнительно полному разрушению последнего по истечении указанного времени.

Введение в технологический раствор гидроксида одновалентного катиона при этом обеспечивает образование аммиака в растворе, и процесс протекает по следующим реакциям:

NH₄F·HF+CatOH→NH₄F+CatF+H₂O

NH₄F+CatOH→NH₃+H₂O+CatF

В результате раствор проникает глубже в продуктивный пласт без существенного испарения HF, а после полного испарения аммиака равновесие смещается вправо и свободная плавиковая кислота выделяется в растворе, уже проникшем в пласт на достаточную глубину.

Для получения в технологическом растворе свободного аммиака по данным уравнениям стехиометрическое соотношение между NH₄F·HF и КОН должно составлять 1:2 с выходом аммиака в пределах 1% при указанном выше общем соотношении этих компонентов в растворе.

Содержание гидроксида одновалентного неорганического катиона, согласно опытным данным, в упомянутых температурных условиях должно находиться в диапазоне 6-8 мас.% для создания достаточной концентрации аммиака и его проникновения в продуктивный пласт.

Содержание ПАВ в указанном диапазоне является стандартным для технологических и буровых растворов.

Во всех случаях выдержку основного технологического раствора в продуктивном пласте на реакцию осуществляют по результатам экспериментов в диапазоне 6-24 ч, а при использовании дополнительного реагента - внутри того же временного диапазона при одновременном дренировании скважины путем создания 10-14 циклов депрессий-репрессий, после чего производят освоение скважины. Объемы указанных технологических растворов при этом выбирают не меньше объема пор закольматированной зоны, практически в диапазоне 1-1,2 от объема пор.

Дополнительные эксперименты по декольматизации полимерглинистых образований в указанных образцах показали, что, в случае использования в технологическом растворе компонентов Cat·FHF и NaOH, результаты декольматации полимерглинистых образований дают сравнительно низкие результаты, поскольку в указанных условиях выделяющийся NaF малорастворим и его осадок может забивать значительный объем пор закольматированной зоны продуктивного пласта.

Исследования обработки упомянутыми реагентами экспериментальных образцов в условиях, приближенных к естественным условиям работы коллектора продуктивного пласта, охватывали различные комбинации реагентов в технологических растворах предложенного типа:

1. NH₄F·HF+NH₄OH

2. NH₄F·HF+KOH

3. KF·HF+NH₄OH

4. KF·HF+KOH

5. NH₄F·HF+NaOH

Пример конкретного выполнения способа.

Скважина диаметром 168 мм при глубине искусственного забоя 1420 м имеет перфорированную мощность продуктивного пласта 26 м. Продуктивными породами являются мелкозернистые песчаники, сцементированные кальцитом. Скважина работает в шлейф с расходом 220 тыс.м³/сутки при депрессии 8,61 атм. Температура на устье скважины 8,2°С.

Производят глушение скважины раствором KCl 2%-ной концентрации. Переводят скважину на раствор метанола 50%-ной концентрации. В продуктивный пласт закачали 18 м раствора метанола.

Затем при обработке скважин с высокой температурой пласта (свыше 60°С) в продуктивный пласт закачивают в качестве технологического раствора состав, содержащий кислый фторид одновалентного неорганического катиона NH₄ ⁺ и гидроксид одновалентного неорганического катиона NH₄OH, для осуществления реакции NH₄F·HF+NH₄OH при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кислый фторид одновалентного неорганического катиона16Гидроксид одновалентного неорганического катиона7ПАВ0,5ВодаОстальное

Объем закачиваемого технологического раствора принимают равным объему пор закольматированной зоны коллектора (по расчетам 8 м³), одновременно производят дренирование скважины путем создания 10-14 циклов депрессий-репрессий за время 12 часов.

В заключение производят освоение скважины, например, с использованием азотной установки с последующей обработкой силикатной матрицы коллектора раствором соляной или щавелевой кислоты или солью серной кислоты для снижения до полного удаления из продуктивного пласта технологических растворов и продуктов их реакции.

В результате обработки дебит скважины составил 1130 тыс.м³/сутки при депрессии на пласт 7,3 атм. Температура на устье скважины увеличилась до 10,8°С. После обработки скважины в соответствии с предложенным способом коэффициент продуктивности данной скважины (отношение дебита к депрессии) существенным образом увеличен с 24,9 до 154 тыс.м.куб./сут.атм. Возрастание температуры в устье скважины также свидетельствует об эффективности обработки скважины.

Другие примеры конкретного выполнения способа выполнены аналогично с соблюдением последовательности операций с использованием технологических растворов при соотношении компонентов, приведенных в таблице 1. Эффективность проведенных обработок скважин на газовом месторождении представлена в таблице 2.

Полученные данные показывают достаточно высокую эффективность предложенного способа удаления полимерглинистых кольматирующих образований по объектам разработки углеводородсодержащих пластов, пластовые давления в которых изменяются от 25 до 35 МПа, температура - от 45 до 75°С при глубинах залегания до 3300 м и выше.

В технологические растворы вводят анионоактивный ПАВ (сульфонол, сульфонат, РЕ-103) или смесь анионоактивного и неионогенного ПАВ (ОП-7, ОП-10, ОП-20, ОП-45).

Таблица 2№
ПримераДебит,
тыс.м³/суткиДепрессия, атм.Температура, °СΔQ,
тыс.м³/сутки ДоПослеДоПослеДоПосле 122011308,617.38,210.8910227610385,164.419,39,976233127964.123.611.413.148444488785.364.2810.612.8430528545012.69.527,18,6165

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, именно к способам удаления полимерглинистых кольматирующих образований из продуктивных углеводородсодержащих пластов, и может найти применение при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин для увеличения их дебита. Техническим результатом изобретения является разработка способа, позволяющего восстановить проницаемость продуктивного пласта до значений, близких к первоначальному, за счет удаления из него полимерглинистых кольматирующих образований посредством закачки в продуктивный пласт специального технологического раствора, обеспечивающего их разрушение. В способе удаления полимерглинистых кольматирующих образований из продуктивных пластов, включающем закачку в пласт технологического раствора, содержащего соль сильной кислоты, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта, освоение скважины, технологический раствор содержит в качестве соли сильной кислоты кислый фторид одновалентного неорганического катиона при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислый фторид одновалентного неорганического катиона 10-20, ПАВ 0,2-1,5, вода остальное, причем объем технологического раствора принимают не меньше объема пор закольматированной зоны, затем производят дренирование скважины путем создания 10-14 циклов депрессий-репрессий за время 8-20 часов, после чего производят освоение скважины. При температуре пласта свыше 60°С технологический раствор дополнительно содержит гидроксид одновалентного неорганического катиона в количестве 6-8 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ удаления полимерглинистых кольматирующих образований из продуктивных пластов, включающий закачку в пласт технологического раствора, содержащего соль сильной кислоты, поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта, освоение скважины, отличающийся тем, что технологический раствор содержит в качестве соли сильной кислоты кислый фторид одновалентного неорганического катиона при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кислый фторид одновалентного неорганического катиона10-20ПАВ0,2-1,5ВодаОстальное

причем объем технологического раствора принимают не меньше объема пор закольматированной зоны, затем производят дренирование скважины путем создания 10-14 циклов депрессий-репрессий за время 8-20 ч, после чего производят освоение скважины.