Способ восстановления проницаемости скважины или вблизи нее в жидкостных коммуникациях подземной формации Советский патент 1989 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для восстановления пониженной проницаемости скважины или вблизи скважины в пласте.

Целью изобретения является повышение эффективности процесса.

Для повышения расхода или количества добываемой из скважины нефти обычно в подземные нефтеносные образования закачивают некоторое количество высокомолекулярных водорастворимых полимеров. Полимер вводят в химический поток или водяной поток в качестве вещества, придающего вязkocTb, для улучшения эффективности горизонтального и вертикального охвата потока. Полимер можно также закачивать в полимерную закупорку в качестве буфера подвижности последовательно с химической пробкой для поддержания реологической стабильности химической пробки при ее прохождении через формацию.

У сквам ин, которые подвергают на- г танию полимера для этих целей, часто со временем наблюдается чрезмерное снижение возможностей по закачке полимера, что приводит к более продолжительному времени закачки и

ел

;о У1

:лэ

см

снижению добита добычи нефти. Это вызвано скоплением высокомолекулярного полимерного остатка в скважине или вблизи от нее. Скопившийся по- лимер вызывает снижение проницаемости в области устья инжекционной скважины или в горной породе и кристаллических трещинах вблизи устья скважины. Аналогично инжекционным скважинам снижение проницаемости может иметь место в эксплуатационных скважинах или вблизи от их устья, где введенный полимер образуется с нефтью.

Способ восстановления проницаемости в скважине или вблизи от нее используется после того, как в районе скважины или вблизи от нее обнаружено значительное снижение прони- цаемости, вызванное скоплением высокомолекулярного полимера. Скопление полимера является нежелательным, но иногда неизбежным результатом закачки высокомолекулярного, водораствори- мого, синтетического органического полимера в подземный пласт через скважину с целью увеличения добычи нефти из пласта. Скопление дискретного количества молекул полимера с высоким молекулярным весом может существенно закупорить мелкие поры в пласте и значительно снизить проницаемость пласта Способ основан на разложении высокомолекулярного, водорастворимого, синтетического органического полимера с помощью инжекции единичной пробки и водной неорганической перекиси, такой как перекись водорода, в зону обработки. Перекись водорода является окислителем. Закачивают перекись водорода в концентрации 10-60 г/л.

Перекись водорода не влияет отрицательно ни на технологический проце ни на окружаю(цую среду. Она обычно совместима с металлами, применяемыми в нагнетательном оборудовании, и обсадными трубами. Перекись водороде разлагается на воду и кислород. Продукты распада перекиси водорода почти не представляют опасности для ок- ружающей среды.

На чертеже представлен график, на котором сравнивается распределение по крупности частично гидролизованно- го полиакриламида до и после обработки перекисью водорода, как определено высокопроизводительной жидкостной хроматографией.

Q 5

о 5 „, .,

5

0

Способ преимущественно используется для об работки скважин, в которые подают полимер для повышения до- бь ми нефти и которые характеризуются сниженной инжективностью, вызванной образованием и скоплением на стенке скважины неподвижных высокомолекулярных полимеров или в структуре излома, сообщающейся со скважиной. Этот способ можно также применить к высокопроизводительным эксплуатационным скважинам или другим подземным областям, обладающим пониженной проницаемостью из-за скопления полимера. Под проницаемостью подразумевают либо проницаемость подземной формации, либо производительность скважины по жидкости.

Процесс начинают нагнетанием водного раствора, содержащего неорганическую перекись, в скважину. Перекись водорода представляет собой неорганическую перекись в растворе при концентрации от 500 ррм до 30 вес.%, предпочтительно 1-5 вес,%. Водным растворителем является свежая вода, в некоторых случаях может быть использована пластовая вода, рН раствора перекиси водорода в свежей воде является обратной функцией от ее концентрации. Нормальный рН раствора перекиси водорода в свежей воде - кислотный, т.е. ниже 7. В пределах возможного диапазона концентрации перекиси водорода в свежей воде значение рН колеблется от 7 До 500 ррм, до при концентрации перекиси водорода 30%. Раствор перекиси водорода в несколько щелочной пластовой воде может иметь величину рН свыше 7. Обычно раствор перекиси водорода можно закачивать в устье скважины без регулирования рН раствора, отходя от его обычного значения.

Количество раствора перекиси водорода, закачиваемое в устье скважины, зависит от размера зоны, вергаемой обработке. Обычно для обработки всего полимера, занимаю|цего зону обработки, вводят достаточное количество раствора, которое зависит от объема самого устья скважины, объема пор (пористости) и нефтенасы- щения окружающей породы, объема пус- ITOT структуры излома, количества введенного полимера и особых химических характеристик полимера, и обстановки, окружающей устье скважины.

Сразу после закачки раствора перекиси в устье скважины нео(1ходимо перекрыть скважину, позволяя раствору впитаться, чтобы довести до максимума количество полимера, вступившего в ,контакт и подвергшегося распаду под влиянием раствора перекиси. Врем пропитки может составлять от нескольких минут до 48 часов или более того Распад полимера начинается сразу после соприкосновения с перекисью.

Лля повышения скорости распада полимера к раствору перекиси можно добавлять добавки, например ионы гид- роксида и катионы металлов, таких как медь, железо, свинец и хром. Положительное влияние ионов гидроксида и катионов металлов совместно с перекисью по разрушению полимера должно быть оценено с отрицательным воздействием ионов гидроксида и катионов металлов на перекись. Эти ионы ускоряют скорость разложения перекиси водорода на воду и кислород, снижающую количество перекиси, способное воздействовать на полимер. Этот обмен ограничивает полезность этих добавок,

Полимеры, которые можно разложить с помощью данного способа, включают в себя высокомолекулярные, водорастворимые органические полимеры, имеющие углерод-углеродный каркас. Обработка перекисью является наиболее эффективной против полиакриламида и частично гидролизованного полиакрил- амида, мопекулярный вес которых составляет от одного до 20 млн., в то время как гидролизу подвергнуты О-УО амидных групп.

Перекись воздействует на углерод- углеродные связи вдоль полимерного каркаса (полимерной связи), приводя к разрыву каркаса. Разрыв каркаса значительно уменьшает молекулярный вес полимера, превращая его в более мелкие звенья без существенного изменения химического состава и признаков, присущих функциональным группам полимера. Хотя подвергнутый разложению полимер представляет собой по существу тот же материал, что и первоначально введенный высокомолекулярный полимер, из-за своего меньшего молекулярного веса разрушенный полимер с физической точки зрения является слишком небольшой, чтобы аккумулировать и образовывать стабильный

0

гель в устье скважины или закупоривать поры в пласте. Таким образом, низкомолекулярный полимер обладает небольшим эффектом по снижению проницаемости .

После обработки инжекционного устья скважины, которая может включать более чем одну последовательную ин- жекцию обрабатываю1цих жидкостей, предпочтительно откачать из скважины обрабатывающие жидкости, включая разрушенный полимер, продукты распада перекиси (воду и кислород) и любой

г оставшийся пероксид и обладающий подвижностью гель, до пуска скважины снова в эксплуатацию. Жидкости, образующиеся при обработке, можно вытеснять из зоны устья скважины в пласт

Q и отводить из эксплуатационной скважины в жидкостные коммуникации, связанные с инжекционной скважиной. В тех случаях, где необходимо вводить инжекционную скважину снова в эксплу5 атацию непосредственно после обработки, для предотвращения диффузионного смещения перекиси и последовательно введенного полимера между обрабатывающими жидкостями и последовательно введенными полимерами для увеличения добычи нефти предпочтительно закачивают водяную прослойку. Сразу после окончания обработки и восстановления схемы закачки в скважину, можно восстановить инухекцию жидкостей для уве лимения добычи нефти через обработанную инжекционную скважину,

Пример 1. Пробы водного частично гидролизованного полиакриламида (ЧГПА) были помещены в ряд банок. В банки с пробами добавили либо рассол, либо растворители на свежей воде. ЧГПА в каждой банке был один и тот же и имел средний молекулярный вес около |,5 млн. и примерно 30% гидролизованных амидных групп. К каждой из проб полимера, за исключением трех проб (tsT 1 , 3 и 6) , которые оставили ,в качестве контрольных, до- п бавили водную перекись водорода

(d). Растворенное содержимое банок перемешивали в течение ночи при комнатной температуре. Через 17 вязкость, фактор рассева и фактор филь- т |ии были измерены и занесены в табл. 1. В колонке под названием ЧГПА начальный приведена весовая процентная концентрация ЧГПА в исходной пробе, помещенной в банку, в ко0

0

5

5

лонке под названием ЧГПА конечный - весовая процентная концентрация ЧГГ1Л после разбавления пробы раствором перекиси водорода. В пробах, к которым перекись водорода не добавлялась, значения в колонках ЧГПА начальный и ЧГПА конечный одни и те же. В колонке под названием приведено весовое процентное содержание в пробе непосредственно после добавления ,. Фактор фильтрации - время, необходимое для фильтрования 50 см полимерного раствора, деленное на время, необходимое для фильтрации 50 см рассола. Оба объема (жидкости) фильтровали под давлением через 0,22-микронный ацетилцеллюлозный фильтр Millipore диаметром 7 мм при перепаде давления 138 кПа.

Оробы М i и 2 были исследованы перед фильтрованием с применением безразмерной высокопроизводительной жидкостной хроматографии. Результаты жидкостной хроматографии приведены на фиг.1. Проба № 1 имеет два пика; за высокомолекулярным ЧГПА, извлеченным первым, следовал низкомолекулярный материал в пробе. Обработанная перекисью водорода проба N 2 имеет лишь один пик, соответствующий низкомолекулярному материалу. Растворенные твердые частицы в пробе k были исследованы после фильтрации с по- мсмцью инфракрасного излучения (ИК). Твердые частицы демонстрируют те ИК-свойства, что и ЧГПА.

Пример 1 указывает на способность превратить весь высокомолекулярный ЧГПА в низкомолекулярный ЧГПА, что подтверждено результатами высокопроизводительной жидкостной хроматографией и инфракрасного излучения. ИК-анализ склонен подтвердить, что механизм разрушения полимера заключается в делении (разрыве) каркаса, которое практически не изменяет функциональные группы полимера. I

П р и м е р 2. Противоточный гель

был получен из нефтяной скважины, работающей с инжекцией ЧГПЛ. Гель содержал ЧГПА, аналогично примеру 1, при концентрации 6500 ррм. Помимо этого, гель содержал приблизительно 150 ррм элементарного железа и определенные количества песка и других веществ. К гелю из пробы 1 ° 2 добавил раствор , в то время как к пробе N 1 его не добавляли. Две пробы пере

5

0

5

0

5

0

5

0

5

мешивали в течение одной ночи при комнатной температуре. Вязкость, Лак- тор рассеяния и фактор фильтрации определяли и занесли в табл. 2. Фактор фильтрации определили таким же путем, как в примере 1, за исключением того, что были использованы 0,6- микронные поливинилхлоридные фильтры.

П р и м е р 3. Твердые куски, со- держа1: ие 50 вес.4 сшитого полиакрил- амида, погрузили в различные пробы водных растворов. Эти количества были таковы, что концентрация полиак- риламида в пробе при растворении в растворе могла бы составить 10 вес.%. Пробы раствора, содержащие различные количества поддерживали при атмосферном давлении и при комнатной температуре до тех пор, пока практически весь твердый полиакрил- амид не был растворен. Пробы W 1гЗ хорошо перемешали. Пробы NV и 5 совсем не перемешивали. Фактор фильтрации был определен по аналогии с примером 1. Пробы fT 1-3 отфильтровали через 0,22-микронный смешанные ацетилцеллюлозный и нитроцеллюлозный фильтры Millipore, в то время как пробы № 4 и 5 отфильтровывали через 0,6-микронный поливинилхлоридный фильтр Polyvie flillipore.

Результаты приведены в табл. 3.

Концентрация представляет собой исходную (начальную) концентрацию. Она снижена за счет времени контакта.

В пробе К 1 концентрация была восстановлена до 3 через 22 ч. В пробе f твердое тело было разбито на 20 мелких кусков, в то время как в пробе f 5 твердое тело было единым куском. В пробах И 1-5 все твердое вещество было растворено до оговоренного времени контакта (до 22 ч в пробе 1),

Пример. Яве ЧГПА инжекци- онные скважины типа, описанного в примере 2, были проверены на пониженной инжекции. Инжекция выражена в литрах в день при давлении нагнетания 6900 кПа. В каждую скважину ввели 9500 л 5%-ного водного обрабатывающего раствора ,. После закачки обрабатывающих жидкостей и выдержки обрабатывающие жидкости откачали. Скважины затем возвратили на водяную инжекцию.

Результаты инфекции приведены в табл. .

Инжекционная способность ло обработки: скважина 1 600 м, скважина 2 4700 м.

Скважины стабилизированы приблизительно после 5 Лией. Водяная инжек ция в обе скважины в этот момент при близительно в два раза превышает скорости инжекции перед обработкой. Первые 9500 л жидкости, откаченной сразу после обработки, были светлыми, не содержали геля и содержали лишь небольшие количества нефти. Последующие жидкости, откачанные после первых 9500 л, содержали небольшое количество геля. Внешний вид неболь- количеств геля в откачанной (оборотной) жидкости указывает на то, что разрушены лишь ЧГПА гели, непосредственно соприкасавшиеся с обра- батывакнцей жидкостью.

П р и м е р 5. Водные пробы, содержащие 1,95 вес. ЧГПА из примера 1 обработали различными растворами перекиси водорода или кислородсодержащими газами. Газы барботировали через ЧГПА исследуемые раствори. Весовое соотношение между ЧГПА раствором и раствором перекиси водорода составило 1:1. В опытах с газами к раствору ЧГПА добавили дистиллированную воду в весовом соотношении 1:1. ЧГПА подвергли обработке обрабатывающим химическим реагентом при комнатной температуре в течение 20 ч и затем исследовали на вязкость, фактор рассеяния и фактор фильтрации по способу, аналогичному примеру 1. Для определения фактора фильтрации были использованы 0,6-микронные фильтры Polyvic Millipore при перепаде давления б9 кПа.

Результаты приведены в табл. 5.

Из табл. 5 следует, что перекись водорода является эффективной при разрушении ЧГПА, в то время как кислородсодержащие газы являются неэффективным в разрушении ЧГПА.

П р и м е р 6. Обожженная пробка из песчаника Вегеа длиной 7,6 см и диаметром 2,5 см, проницаемостью 100 мЛ последовательно затопили жидкостями, приведенными в табл. 6. Поток жидкости подавали при и давлении 2800 кПа. Герметичные пробки (заглушки) установлены перед первой

531 О

и второй частями по длине пробки для определения соответствующего снижения проницаемости на этих участках. Результаты сведены в табл. 6. Все концентрации жидкости приведены в весовых процентах. ЧГПА приведен из примера 1. Объем жидкости представляет собой объем пор, заполненный за- 0 водняюи1ей жидкостью в каждой последовательности. Снижение проницаемости выражено в виде отношения k коцечи, /

/ мача ribH.

Заводнение ЧГПА в последователь15 ности 2 привело к чрезмерному снижению проницаемости в связи со скоплением остаточного ЧГПА в стержневой пробке. Фактически вся проницаемость была восстановлена до первой полови20 ны пробки благодаря обработке перекисью водорода в последовательности , в то время как ко второй половине пробки было восстановлено 803; проницаемости.

25 Пример7. Три небольшие колбы заполнили отрезками из металлических трубок наружным диаметром 0,6 см. Оставшийся объем колбы заполнили реагентом Clorox, торговое

30 обозначение фирумы Клорокс Ко. ,

5, весовым раствором гипохло- рита натрия, рН которого доведен до 9. Эксперименты проводили при комнатной температуре.

Неталлическир трубки в первой пробе были из углеродистой стали. Через несколько минут образовались большие количества объемистого осадка коричневого цвета и продолжали разовываться свыше двух часов. Трубки из монель-металла во второй пробе дали те же результаты, за исключением того, что осадок был черного цвета и несколько меньший по объему. Модс нель представляет собой торговую марку сплава, содержащего приблизительно 67% никеля, 2S% меди, 1-2% марганца и 1,9-2,5 еес. железа. Трубки из нержавею1 1ей стали 316 находились в

r/j третьей пробе. Даже по истечении нескольких дней наблюдалась небольшая реакция.

Гипохлорит натрия легко воздействует и корродирует углеродистую сталь и монель-металл, которые обыч- н используются на нефтяных месторождениях, с образованием продуктов окисления металла. Эти осадки могут быстро закупоривать подземный пласт.

35

5

Аналогичные лабораторные эксперименты с перекисью волорола и указанными выше металлами указывают на то, что перекись водорода совсем не коррози- онна по сравнению с гипохлоритом натрия.

Формула изобретения

1. Способ восстановления проницаемости скважины или вблизи нее в жидкостных коммуникациях подземной формации путем введения окислителя в интервал с пониженной проницаемостью, образовавшейся за счет накопившегося на поверхности скважины или подземной формации высокомолекулярного по- лиакриламида или частично гидролизо- ванного полиакриламида, о т л и ч а

ю щ и и с я тем, что, с целью повышения эффективности процесса, окислитель вводят в скважину и выдерживают в контакте с высокомолекулярным полиакриламидом или частично гидро- лизованным полиакриламидом до частичного разложения их до более низкомолекулярных, а в качестве окислителя инжектируют водный раствор, содержащий перекись водорода в концентрации 10-60 г/л.

2, Способ поп.1,отличаю- щ и и с я тем, что используют водный раствор, содержащий перекись водорода , и в него дополнительно включают в качестве добавки катионы переходных металлов, выбранные из группы, содержащей свинец, хром, железо, медь или их смеси.

Таблица 1

Изобретение относится к добыче нефти. Цель - повышение эффективности процесса. В скважину в интервал с пониженной проницаемостью вводят окислитель. Выдерживают окислитель в контакте с высокомолекулярным полиакриламидом или частично гидролизованным полиакриламидом до частичного разложения их до более низкомолекулярных. В качестве окислителя инжектируют водный раствор, содержащий перекись водорода, и в него дополнительно включают в качестве добавки катионы переходных металлов, выбранные из группы, содержащей свинец, хром, железо, медь или их смеси. Данный способ преимущественно используют для обработки скважин, в которые подают полимер для повышения добычи нефти и которые характеризуются значительно сниженной инжективностью. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 6 табл.

СИВ Синтетическая иижекционная вода нефтяного месторождения (пластовая вода), содержащая 2,6 вес. растворенных твердых частиц и имеющая 1,3 вес. жесткость.

Таблица2

43 2,5 3,3 1,6 2,3 2,6

ТаблицаЗ

1 3

1519531

Таблиц л )

14

ТаблицаБ

Проба 1/ifeo6pQffomaHHMf I Проба 2/Обработанные/

3

:s

«

О Время элюироКаии /миндяиЛ

Высокомо еку орныи мигпе- pua/t

Редактор А.Лежнина

Составитель И.Лопакова

Техред П.Ходами ч Корректор Т.Колб

Заказ 6616/59

Тираж 51

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, «-35, Раушская наб., д. /5

t

HuiKOfiO/ieKy ftpHbiijt Ми1лериа/1

Подписное