способ удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин

Формула изобретения

1. Способ удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин, включающий закачку кислотного технологического раствора, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта, отличающийся тем, что при удалении кольматирующих образований из нагнетательных скважин морских месторождений в качестве технологического раствора в пласт закачивают состав, содержащий натриевые или калиевые соли серокислородсодержащих кислот, плавиковую кислоту, поверхностно-активное вещество и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Натриевые или калиевые соли серокислородсодержащих кислот 5 10

Фтороводородная кислота 2 4

Поверхностно-активное вещество 0,2 1,5

Вода Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве натриевых солей серокислородсодержащих кислот используют натрий пиросульфат Na₂S₂O₇, натрия бисульфат водный NaHSO₄ H₂O.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве калиевой соли серокислородсодержащей кислоты используют калий пиросульфат K₂S₂O₇.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что время выдержки технологического раствора на реакцию определяют в зависимости от пластовой температуры: 1 2 ч при 120 140^oС, 2 4 ч при 90 120^oС и 4 6 ч при 60 90^oС.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин.

При бурении нагнетательных скважин происходит поглощение промывочной жидкости, что и является причиной кольматации перфорированной околоскважинной зоны коллоидно-дисперсными частицами, приводящий к снижению приемистости скважин. Состав кольматирующих образований определяется, в основном, как составом промывочной жидкости, приготовленной на основе глин преимущественно монтмориллонитового состава, так и составом образующегося при бурении естественного глинистого раствора.

По сложившейся промысловой практике для поддержания пластового давления производят заводнение пластов, для чего на морских месторождениях используют морскую воду без глубокой очистки. При поступлении морской воды в нагнетательную скважину практически вся содержащаяся в них взвесь отфильтровывается в скважине и поровом пространстве продуктивного пласта.

Минералогический состав подобного рода кольматирующих образований представлен глинистыми частицами, органической субстанцией и кремнистыми панцирями микроорганизмов, а также соединениями поливалентных металлов преимущественно железа.

Взаимодействие предлагаемого раствора с кольматирующими образованиями основано на принципе разрушения и растворения алюмосиликатов, слагающих глинистые минералы, растворения кремнистых панцирей и соединений поливалентных металлов.

В промысловой практике известны многочисленные способы реагентной обработки нагнетательных скважин, предусматривающих подачу в скважину различных технологических растворов, приготовленных на основе сильных минеральных кислот.

Так, известен способ обработки нагнетательных скважин раствором, содержащим соляную кислоту (12%) до 6 мас.ч. и бифторид аммония до 1 мас.ч.

(Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справ. изд. / Д. Л. Рахианкулов, С. С. Злотский и др. М. Химия, 1987, 144 с. на стр. 100 п. 2).

К недостаткам этого способа обработки следует отнести возможность образования при определенных условиях в перфорированной околоскважинной зоне таких труднорастворимых соединений, как фториды кальция и алюминия, гексафторалюминаты аммония и др.

Известен также способ обработки нагнетательных скважин раствором, содержащим соляную кислоту (24%) до 1 мас.ч. и кремнефтористоводородную кислоту (20%) до 1м.ч. (Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справ. изд. / Д. Л. Рахманкулов, С. С. Злотский и др. М. Химия, 1987, 144 с. на стр. 100 п.4).

При обработке нагнетательных скважин по этому способу возможно образование как вышеуказанных труднорастворимых соединений, так и гексафторсиликатов моновалентных металлов.

Известна обработка пласта водным раствором пиросульфата натрия, причем раствор подается в пласт одной порцией, либо постепенно в течении некоторого времени (Европейский патент 0326720 от 14 декабря 1988г.).

Одним из недостатков данного раствора является то, что он не обеспечивает растворения кремнистых панцирей микроорганизмов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту можно рассматривать техническое решение, в соответствии с которым для удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин используют раствор, содержащий смесь соляной (8-10%), фтороводородной (3-5%), уксусной (2-3%) кислот с добавками ПАВ (0,1-0,2%). (Справочная книга по добыче нефти / под ред. Ш. К. Гиматудинова, М. Недра, 1974, 420-432 (13 стр.).

К недостаткам данного способа следует отнести возможность образования при наличии в составе коллектора карбонатной составляющей труднорастворимых фторидов кальция.

Задачей настоящего изобретения является разработка способа, позволяющего восстановить приемистость скважин до значений, близких к первоначальному за счет удаления кольматирующих образований.

Поставленная задача решается тем, что в способе удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин, включающем закачку кислотного технологического раствора, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта, при удалении кольматирующих образований из нагнетательных скважин морских месторождений в качестве технологического раствора в пласт закачивают состав, содержащий натриевые или калиевые соли серокислородосодержащих кислот, фтороводородную кислоту и поверхностноактивное вещество. При приготовлении раствора в качестве натриевых солей серокислородосодержащих кислот используют натрий пиросульфат и бисульфат натрия, а в качестве калиевой соли серокислородосодержащей кислоты калий пиросульфат. Время выдержки технологического раствора на реакцию определяют в зависимости от пластовой температуры: 1-2 ч при температуре 120-140^oC, 2-4 ч при температуре 90-120^oC и 4-6 ч при температуре 60-90^oC.

Натрий пиросульфат, натрий бисульфат и калий пиросульфат представлены порошкообразными реагентами, хорошо растворимыми в воде и кислоте. При их растворении в воде раствор приобретает кислую реакцию. При взаимодействии этих реагентов с глинистыми образованиями происходит их частичное растворение (15-30%) и диспергация до пелитовой фазы. Кроме того, эти реагенты обеспечивают полное растворение гидроксидов поливалентных металлов. При наличии карбонатной составляющей в составе горных пород реагенты блокируют их путем создания мономолекулярной гипсовой пленки и тем самым предотвращают возможность образования труднорастворимого фторида кальция от реакции фтороводородной кислоты с кальцитом. Кроме того, при контакте растворов этих реагентов с нефтью происходит прямое ее сульфирование с образованием связи S-C, что приводит к образованию в пористой среде анионактивных ПАВ: алкиларилсульфокислоты, алкилсульфокислоты и их солей, это в свою очередь снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз порода водная составляющая раствора.

Фтороводородная кислота активно растворяет кремнистые панцири микроорганизмов и воздействует на диспергированные глинистые образования, способствуя переводу их в водную фазу.

Такого рода комплексное воздействие на кольматирующие образования обеспечивает наиболее полное как их растворение, так и перевод в пелитовую фазу, легко удаляемую при отработке скважины. При этом отсутствуют побочные реакции, приводящие к образованию труднорастворимых соединений.

Необходимо отметить, если коэффициент коррозионной активности раствора по прототипу составляет 0,6488 кг/м²ч, то предлагаемого раствора 0,1475 кг/ м²ч, т.е. на 340% меньше.

Концентрации реагентов являются оптимальными для проявления технического результата, достигаемым по данному изобретению.

Определение оптимальной концентрации реагентов проводили весовым способом. В опытах использовали кольматирующие образования, отобранные из нагнетательной скважины номер 421 морского месторождения Белый Тигр. Основная масса кольматирующих образований представлена ожелезненными силикатными агрегатами, чешуйками окисного железа, сгустками сажи, обломочными карбонатами, глинистыми частицами. Преобладающий размер частиц 0,1 мм. Опыты по определению оптимальных концентраций реагентов в растворе проводили по методике, разработанной Л. П. Рузиновым и Р. И. Слободчиковой (Планирование эксперимента в химии и химической технологии. М. Химия, 1980. /серия "химическая кибернетика" 280 с/). Масса навески кольматирующих образований в ходе опытов составляла 2 г, эффективность обработки оценивали степенью растворения осадка как P1/P2, где P1 и P2 вес осадка после и до обработки, высушенный при температуре 100^oC. Достаточное время обработки кольматирующих образований в зависимости от температуры определяли по времени практически полного растворения осадков (до 90%) в растворах оптимальных концентраций, помещенных в консистеметр.

Экспериментальная оценка реагентного воздействия на кольматирующие образования проводились на фильтрационных моделях, представленных стеклянными фильтрами.

В фильтрационных опытах перед кольматацией производили определение расхода чистой воды через фильтр (среднее значение 62 мл/мин), после чего производили его кольматацию путем фильтрации морской воды с содержанием взвеси 6,88 мг/л при постоянном давлении в течение 2-х сут, далее фильтр обрабатывали раствором и производили оценку степени регенерации фильтра.

Результаты фильтрационных опытов представлены в табл.1.

Как видно из представленных данных, обработка кольматирующих образований в соответствии с заявляемым изобретением обеспечивает степень регенерации фильтра в пределах 82,4-92,3% (опыты 1, 2, 3, 5, 6, 7, 9, 10, 11). При уменьшении концентраций реагентов менее 5% степень регенерации фильтров составляет 18,6-36,5% (опыты 4, 8, 12), а увеличение их концентраций выше заявляемых пределов практически не даст дополнительного эффекта (опыты 13, 14, 15).

Пример конкретного выполнения изобретения.

Скважина диаметром 140 мм при глубине искусственного забоя 3460 м перфорирована в интервале 3447-3441. 3438-3432, 3429 3426 м. Удельная приемистость скважины перед обработкой составила 19,8 м³/сут.МПа. Пластовое давление 237 атм. температура 130^oC. Приготовляют на МСП в БМ-8 30 м³ раствора, содержащего пиросульфат натрия 7% фтороводородную кислоту 3% ОП-10 0,5% Тщательно перемешивают до получения однородной массы. При закрытом затрубном пространстве в НКТ закачивают раствор и продавливают технической водой в пласт. Скважину закрывают на 1,5 ч на реагирование под давлением. НКТ сообщают с емкостью, открывают задвижки и производят отработку скважины с периодическим отбором проб жидкости. Время окончания отработки скважины определяют по величине pH жидкости (должна быть близка к нейтральной) и отсутствием шлама в пробе. Удельная приемистость скважины после обработки составила 28,5 м³/сут.МПа.

Все примеры конкретного выполнения выполнены аналогично первому с использованием технологических растворов при соотношении компонентов, приведенных в табл.2.

Характеристика скважин, объемы растворов приведены в табл.3, а результаты обработок в табл.4

Из результатов приведенных данных следует, что в результате обработок 6 нагнетательных скважин удельная приемистость была увеличена в среднем с 15,45 до 23,2 м³/сут.МПа, т.е. в 1,5 раза.