способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов

Формула изобретения

1. Способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов, включающий закачку в пласт технологического раствора, включающего соли кислородсодержащих кислот фосфора, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта, отличающийся тем, что в качестве технологического раствора, включающего соли кислородсодержащих кислот фосфора, используют состав, содержащий гидропирофосфат, или пирофосфат калия, или ортофосфат натрия, или дегидроортофосфат кальция, или нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, поверхностно-активное вещество и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Гидропирофосфат натрия, или пирофосфат калия, или ортофосфат натрия, или дегидроортофосфат кальция, или нитрилометиленфосфоновую кислоту 0,5 10,0

Поверхностно-активное вещество 0,2 1,5

Вода Остальное

удаление его из пласта осуществляется при достижении пластового флюида постоянного состава, после чего закачивают дополнительно технологический раствор, содержащий соль кислородсодержащей кислоты серы, поверхностно-активное вещество и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Соль кислородсодержащей кислоты серы 5,0 12,0

Поверхностно-активное вещество 0,5 1,0

Вода Остальное

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве гидропирофосфата натрия используют тригидропирофосфат натрия NaH₃P₂O₇ или дигидропирофосфат натрия Na₂H₂P₂O₇.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ортофосфата натрия используют мононатрийфосфат NaH₂PO₄ или тринатрийфосфат Na₃PO₄.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выдержку раствора в пласте осуществляют в зависимости от пластовой температуры: при 40 80^oС в пределах 4 8 ч, при 80 120^oС в пределах 2 4 ч, при 120 140°С в пределах 1 2 ч.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что во время выдержки раствора в пласте осуществляют периодическое дренирование скважины путем закачки и отбора раствора из скважины до постоянного объема в пределах 0,2 0,4 объема раствора.

Описание изобретения к патенту

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

При бурении нефтяных и газовых 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 адсорбции их на положительно заряженных участках ребер глинистых частиц, входящих как 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 переводом твердой фазы в водорастворимую и далее в водную фазу. Кроме того, фосфоновые группы лиганды взаимодействуют с ионами, входящими в состав кристаллической решетки глинистых минералов /Mo²⁺, Al³⁺, Fe³⁺/, разрушая тем самым структуру глинистых агрегатов. Раствор также активно растворяет карбонатные соединения с вкраплениями асфальтосмолопарафиновых отложений, входящие в состав цемента песчаников, и предотвращает в побочных реакциях возможность образования труднорастворимых соединений путем блокировки центров их и кpисталлизации.

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 кислородсодержащей кислоты фосфора, ионы фтора и ингибитора коррозии (патент 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 относительно первоначального.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам 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/ и гексаметилентетрамин (см. Европейский патент N 0125191 от 27 апреля 1984 г.).

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

Задачей 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, включая закачку в перфорированную околоскважинную зону раствора соли кислородсодержащей кислоты фосфора, выдержку его в пласте и последующее удаление из пласта, для приготовления раствора соли кислородсодержащей кислоты фосфора используют гидропирофосфат натрия или пирофосфат калия, или фтортофосфат натрия, или дигидрофторофосфат кальция, или нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, время выдержки раствора в перфорированной околоскважинной зоне определяют в зависимости от пластовой температуры, а удаление раствора и продуктов его реакции из пласта производят до появления флюида постоянного состава, соответствующего пластовому.

Для приготовления раствора в качестве гидропирофосфата натрия используют тригидропирофосфат натрия NaH₃P₂O₇ или дигидроортофосфат кальция, Ca/H₂PO₄/₂, при этом раствор подкисляют до pH 1,5^oC2,5.

В качестве ортофосфата натрия используют мононатрийфосфат NaH₂PO₄ или динатрийфосфат Na₂HPO₄, или тринатрийфосфат Na₃PO₄ с добавлением поверхностно-активного вещества и воды.

При восстановлении проницаемости песчаников до значений, близких к первоначальному, за счет удаления кольматирующих образований используют нитролотриметиленфосфоновую кислоту N/CH₂PO₃H₂/₃ при добавлении поверхностно-активного вещества и воды.

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 далее в водную фазу. Кроме того, фосфоновые группы лиганда взаимодействуют с ионами, входящими в состав кристаллической решетки глинистых минералов Mo²⁺, Al³⁺, Fe³⁺, разрушая тем самым структуру глинистых агрегатов. Реагент также активно растворяет карбонатные соединения и предотвращает во всяких побочных реакциях возможность образования гипсов путем блокировки центpов их кристаллизации.

Время выдержки раствора в пласте принимают при пластовой температуре 40-80^oС в пределах 4 8 ч, 80 120^oС 2 4 ч, при 120 - 140^oС в пределах 1 2 ч. Во время выдержки раствора в пласте производят периодическое дренирование скважины путем закачки и отбора раствора из скважины постоянного объема в пределах 0,2 0,4 объема раствора.

Разрушение полимерных и глинисто-полимерных кольматирующих образований предлагается производить растворами при следующем соотношении компонентов, мас.

1. NaH₃P₂P₇ или Na₂H₂P₂O₇ или Na₃HP₂O₇ 2 7

ПАВ 0,5 1,5

вода остальное

2. K₄P₂O₇ 5 10

ПАВ 0,5 1,5

вода остальное

3. NaH₂PO₄ или NaHPO₄ или NaPO₄ 2 7

ПАВ 0,5 1,5

вода остальное

4.Ca/H₂PO₄/2 1 4

ПАВ 0,5 1,5

вода остальное

и подкисляют раствор N 4 до pH от 1,5 до 2,5.

5.N/CH₂P(O)(OH)₂/₃ 0,5 2,0

ПАВ 0,5 1,5

вода остальное

Приведенные концентрации указанных реагентов являются оптимальными для проявления технического результата, достигаемого по данному изобретению.

Определение оптимальной концентрации предлагаемых солей кислородсодержащих кислот фосфора производили по методике Norman L.R. Conway M.W. Temperature stable acid-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 концентраций от 0,5 до 10%

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 консистеметр. В ходе опытов моделировали следующие условия: температура 40 - 140^oС, давление 10 40 МПа, время выдержки 0,5 12 ч.

Экспериментальным путем установлено, что для рассматриваемых условий достаточным временем на реакцию раствора в закольматированной зоне является при пластовой температуре 40 80^oС в пределах 4 8 ч, 80 120^oС в пределах 2 4 ч, 120 140^oС в пределах 1 2 ч.

Периодическое дренирование скважины во время выдержки раствора в пласте создает возвратно-поступательное движение раствора в закольматированной зоне, что исходя из основных положений процесса массообмена в системе "кольматант-раствор" существенным образом интенсифицирует растворение полимерных и глинисто-полимерных образований.

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

Лабораторные исследования проводились в следующей последовательности: определяли абсолютную проницаемость по азоту и по раствору КС концентрацией 2% Для создания остаточной водонасыщенности последовательно закачивали в модель масло и керосин, затем определялась проницаемость по керосину /Ko/. В противоположенном направлении нагнетали раствор гидролизованного полиакрилнитрила 1%-ной концентрации в объеме, равном двум поровым объемам керна. Модель промывалась керосином и определялась проницаемость после кольматации /K₁/. Далее в образец нагнетали исследуемый раствор в объеме, равном 4 5 поровым объемам. Раствор выдерживали 4 ч, затем образец промывали керосином и определяли проницаемость в начале промывки /K₂/ и при стабилизации фильтрации /K₃/.

Результаты выполненных исследований представлены в табл.1. Как видно из представленных данных, предлагаемые растворы при проведении последовательных операций способа, позволяют восстановить проницаемость образцов в пределах 62,3 96,1% относительно первоначальной, в то время как раствор по прототипу лишь до 36,5.

В примерах конкретного выполнения дается описание реализации изобретения на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении. Месторождение находится в пределах Уренгойско-Ямбурской межбассейновой территории.

Промышленная нефтегазоносность охватывает интервалы от сеномана до берриаса. Обработки производились в газовых скважинах, каптирующих нижнемеловые газоносные песчаники. Дебиты скважин изменяются от 70 до 950 тыс. м³/сут. Для обработки были выбраны скважины, не подключенные к эксплуатации после бурения из-за кольматации околоскважинной зоны полимерами, являющимися составной частью ранее использованной промывочной жидкости. Пластовая температура 69 90^oС.

Пример N 1. Скважина диаметром 6 перфорирована в интервале 2860 2913 м и работает в шлейф с расходом газа 2000 тыс.м³/сут. Перевели скважину на конденсат. При открытом межтрубном пространстве через колонну насосно-компрессорных труб при помощи насосного агрегата начали закачку 60 м³ водного раствора H₃P₂P₃ концентраций 5% с добавкой ПАВ 0,5% После закачки раствора межтрубное пространство закрыли и продавили конденсатом в пласт в объеме 60 м³ раствора. Время выдержки раствора в пласте 5 ч при температуре пласта 60^oС. Во время выдержки раствора производили периодическое дренирование скважины путем закачки и отбора 12 м³ раствора из скважины. Промыли скважину конденсатом. Удаление остаточного объема раствора и продуктов его реакции производили до стабилизации устьевых параметров. Расход газа после обработки составил 850 тыс.м³/сут.

Пример 2. Скважина диаметром 6 перфорирована в интервале 2733 2788 м и работает в шлейф с расходом газа 150 тыс.м³/сут. Обработку скважины производили аналогично примеру 1. Для обработки использовали 60 м³ водного раствора Na₂H₂P₂P₇ концентрацией 2% с добавлением ПАВ 1,5 Время выдержки раствора в пласте 8 ч при темпеpатуре пласта 40^oC. Расход газа после обработки 970 тыс.м³/сут.

При подборе ПАВ руководствовались следующими критериями: Проверяли на совместимость с пластовой водой + реагент, для чего компоненты в заданных концентрациях вводили в воду, используемую при обработках, перемешивали в магнитной мешалке до 30 мин, после чего отстаивали раствор в течение 24 ч. Отсутствие помутнения и твердой фазы в растворе свидетельствовало о совместимости компонентов раствора.

Основное назначение ПАВ в растворе снижение межфазного натяжения на границе раствор-углеводороды, изменение смачиваемости поверхности поровых каналов песчаников, а также способность быстрейшего перехода кольматанта в раствор в промежуточной стадии процесса.

Аналогичные опыты были проведены и с другими указанными компонентами в приведенном интервале и результаты приведены в табл.1.

Из таблицы следует, что в пределах заявленных концентрацией рекомендуемых составов проницаемость образцов увеличивается относительно первоначальной более чем в 5 раз.

Уменьшение концентрации рекомендуемых реагентов вне заявленных пределах не обеспечивает увеличение проницаемости пласта скважин до значений близких к первоначальным, а увеличение концентрации реагентов вне заявленных пределах не позволяет существенным образом увеличить пpоницаемость пласта. Достигнутая эффективность стала возможной благодаря удалению из пласта глинисто-полимерных и полимерных кольматирующих образований при оптимальных технологических параметрах обработки пласта.