Способ восстановления проницаемости скважины или вблизи нее в жидкостных коммуникациях подземной формации

 

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.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (!1) (51) 4 Е 21 В 43/22

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГННТ СССР (21) 3973323/23- 3 (86) РСТ/0З 84 01867 (16.11.84) (22) 11.11.85 (3 1 ) 588269 (32) 12.03.84 (33) US (46) 30 10 ° 89. Вюл. h 40 (71) Маратон ()йл Компани (US) (72) Роберт )";анн Сиданск (US) (53) 622.245(088.8) (56) Патент CUA t 3482636, кл. 166-307, опубл. 1967. (54) СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИП ПРГНИИ1, / .—

ЕМОСТИ СКВА) (ИНЙ ИЛИ ВВЛ)1?И НЕЕ P > 01ДK0(:THtlX КРФ1УНИКАЦИРХ ПОДЗЕМНОЙ ФОРМАЦИИ (57) Изобретение относится к добыче нефти. l,åëü изобретения - повышение эффективности процесса. В скважину в интервал с пониженной проницаемосИзобретение 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 ве(цества, придающего вяэтью вводят окислитель. Выдерживают окислитель в контакте с высокомолекулярным полиакриламидом или частично гидролиэованным полиакриламидом до частичного разложения их до более ниэкомолекулярных. B K e(:T()e oKHG лителя инжектируют водный раствор, содержащий перекись водорода в концентрации 10-60 г/л. Используют водный раствор, содержащий перекись водорода, и в него дополнительно включают в качестве добавки катионы переходных металлов, выбранные иэ 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. кость, для улучшения эффективности горизонтального и вертикального охвата потока. Полимер можно также эака чивать в полимерную закупорку в качестве буфера подвижности последовательно с химической пробкой для поддержания реологической стабильности химической пробки при ее прохождении через формацию.

У сква)((ин, которые подвергают наг-, танию полимера для этих целей, часто со временем наблюдается черезмерное снижение возможностей по закачке полимера, что приводит к более продолжительному времени закачки и

15 t ci;3 снижению добита добычи нефти. Это вызвано скоплением высокоиолекулярного полимерного остатка в скважине или вблизи от нее. Скопившийся полимер вызывает снижение проницаемости в области устья инжекционной скважины или в горной породе и кристаллических трещинах вблизи устья скважины. аналогично инжекционныи скважинам снижение проницаемости может иметь место в эксплуатационных скважинах или вблизи от их устья, где введенный полимер образуется с нефтью. !5

Способ восстановления проницаемости в скважине или вблизи от нее используется после того, как в районе скважины или вблизи от нее обнаружено значительное снижение прони- 20 цаемости, вызванное скоплением высокомолекулярного полимера. Скопление полимера является нежелательным, но иногда неизбежным результатом закачки высокомолекулярного, водораствори- 25 мого, синтетического органического полимера в подземный пласт через скважину с целью увеличения добычи нефти иэ 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 из водной неорганической перекиси, такой как перекись водорода, fl зону обработки. Перекись водорода является окис40 лителем. накачивают перекись водорода в концентрации 10-60 г/л.

Перекись водорода не влияет отрицательно ни на технологический процесс, ни на окружающую среду. Она обычно совместима с металлами, прииеняемыми в нагнетательнои оборудовании, и обсадными трубами. Перекись водорода разлагается на воду и кислород. Продукты распада перекиси водорода почти не представляют опасности для окружающей среды.

На чертеже представлен график, на котором сравнивается распределение по крупности частично гидролизованносо полиакриламида до и после обра55 ботки перекисью водорода, как определено высокопроизводительной жидкостной хроматографией.

Способ преимущественно испогьзуется для обработки скважин, в которые подают полимер для повышения добь чи нефти и которые характеризуются сниженной инжективностью, вызванной образованием и скоплением на стенке скважины неподвижных высокоиолекулярных 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.1, предпочтительно 1-5 вес.1. 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 B свежей воде значение рН колеблется от 7 до 500 ррм, до 4 при концентрации перекиси водорода 304, 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, закачиваеиое в устье скважины, зависит от размера зоны, подвергаемой обработке. Обычно для обработки всего полимера, занимающего зону обработки, вводят достаточное количество раствора, которое зависит от объема самого устья скважины, объема пор (пористости) и нефтенасыщения окружающей породы, объема пус1тот структуры излома, количества введенного полимера и особых химических характеристик полимера, и обстановки, окружающей устье скважины.

Сразу после закачки раствора перекиси в устье скважины необходимо перекрыть скважину, позволяя раствору впитаться, чтобы довести до максимума количество полимера, вступившего в,контакт и подвергшегося распаду под влиянием раствора перекиси. Время пропитки может составлять от нескольких минут до 4R часов или более того. 10

Распад полимера начинается сразу после соприкосновения с перекисью.

Для повышения скорости распада полимера к раствору перекиси можно добавлять добавки, например ионы гидроксида 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. Пбработка перекисью является наиболее эффективной против полиакриламида и частично гидролизованного полиакриламида, мопекулярный вес которых составляет от одного до 20 млн., в то время как гидролизу подвергнуты 0-70.; 40 амидных групп.

Перекись воздействует на углеродуглеродные 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, иэ"эа своего меньшего молекулярного веса разрушенный полимер с физической точки зрения является слишком небольшой, чтобы аккумулировать и образовывать стабильный

31

6 гель в устье скважины или эакупоривать поры в пласте. Таким образом, ниэкомолекулярный полимер обладает небольшим эффектом по снижению проницаеМОСТИ.

После обработки инжекционного устья скважины, которая может включать более чем одну последовательную инжекцию обрабатывающих жидкостей, предпочтительно откачать иэ скважины обрабатывающие жидкости, включая разрушенный полимер, продукты распада перекиси (воду и кислород) и любой оставшийся пероксид и обладающий подвижностью гель, до пуска скважины снова в эксплуатацию. >(Идкости, образующиеся при обработке, можно вытеснять иэ эоны устья скважины в пласт и Отводить из эксплуатационной скважины в жидкостные коммуникации, связанные с инжекционной скважиной. В тех случаях, где необходимо вводить инжекционную скважину снова в эксплуатацию непосредственно после обработки, для предотвращения диффузионного смещения перекиси и последовательно введенного полимера между обрабатывающими жидкостями и последовательно введенными полимерами для увеличения добычи нефти предпочтительно эакачивают водяную прослойку. Сразу после окончания обработки и восстановления схемы закачки в скважину, можно восстановить инжекцию жидкостей для увеличения добычи нефти через обработанную инжекционную скважину.

Пример 1. Пробы водного частично гидролизованного полиакриламида {ЧГПА) были помещены в ряд банок.

Е 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 4,5 млн. и примерно 30 гидролизованных амидных групп. К каждой из проб полимера, за исключением трех проб (1т 1, ) и 6), которые оставили,в качестве контрольных, добавили водную перекись водорода (Н 0 ). Растворенное содержимое банок перемешивали в течение ночи при комнатной температуре. Через 17 ч вязкость, фактор рассева и фактор фильт сии 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 ко1519531

)О лонке под названием ЧГПА конечный"весовая процентная концентрация ЧГ1)А 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 )) О " приведено весовое процентное содержание )) 0 в пробе непосредственно после добавления Н О . Фактор фильтрации - время, необходимое для фильтрования 50 смз полимерного раствора, деленное на время, неооходимое для фильтрации

50 см рассола. Пба объема (жидкости) фильтровали под давлением через 0,22-микронный ацетилцеллюлоэный фильтр Hillipore диаметром 47 мм при перепаде давления 138 кПа.

Пробы tt 1 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 t" 2 имеет лишь один пик, соответствующий низкомолекулярному материалу. Растворенные твердые частицы в пробе 4 были исследованы после Фильтрации с помощью инфракрасного излучения (ИК).

Твердые частицы демонстрируют те

ИК-свойства, что и ЧГПА.

Пример 1 указывает на способность

Н О, поевратить весь высокомолекулярный ЧГПА в ниэкомолекулярный 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.

Пример 2. Противоточный гель был получен из нефтяной скважины, работающей с инжекцией ЧГПА. 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 t" 2 добавили раствор Н О, в то время как к пробе

t) 1 его не добавляли. Две пробы пере15

55 мешивали в течение одной ночи при комнатной температуре. Вязкость, Фактор 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 0,6микронные поливинилхлоридные фильтры.

Пример 3. Твердые куски, содержащие 50 вес. сшитого полиакриламида, погрузили в различные пробы водных растворов. Эти количества были таковы, что концентрация полиакриламида в пробе при растворении в растворе могла бы составить 10 вес.4.

Пробы раствора, содержащие различные количества ))О, поддерживали при атмосферном давлении и при комнатной температуре до тех пор, пока практически весь твердый полиакриламид не был растворен. Пробы tie 1-.3 хорошо перемешали. Пробы О" 4 и 5 совсем не перемешивали. фактор фильтрации был определен по аналогии с примером 1. Пробы tÚ 1-3 отфильтровали через 0,22-микронный смешанные ацетилцеллюлозный и нитроцеллюлозный фильтры )1illipore, в то время как пробы t t 4 и 5 отфильтровывали через 0,6-микронный поливинилхлоридный фильтр Polwie t)illipore.

Результаты приведены в табл. 3.

Концентрация 1) О, представляет собой исходную (начальную) концентрацию. Она снижена за счет времени контакта.

В пробе h" 1 концентрация Н О была восстановлена до 31 через 22 ч.

В пробе 1" 4 твердое тело было разбито на 20 мелких кусков, в то время как в пробе 1 5 твердое тело было единым куском. В пробах )т 1-5 все твердое вещество было растворено до оговоренного времени контакта (до

22 ч в пробе 1).

Пример 4, Две ЧГПА инжекционные скважины типа, описанного в примере 2, были проверены на пониженной инжекции. Инжекция выражена в литрах в день при давлении нагнета" ния 6900 кПа. В каждую скважину ввели 9500 л 53-ного водного обрабатывающего раствора 11 0 . После закачки обрабатывающих жидкостей и выдержки обрабатывающие жидкости откачали.

Скважины затеи возвратили на водяную инжекцию, 15195

Результаты иниекции приведены в табл ° 4.

Инжекционная способность до обработки: скважина 1 4600 м, скважина 2 4700 м, Скважины стабилизированы приблизительно после 5 дней. Водяная инжекция в обе скважины в этот момент приблизительно 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 небольших количеств геля в откачанной (оборотной) жидкости указывает на то, 20 что разрушены лишь ЧГПЯ гели, непосредственно соприкасавшиеся с обрабатывающей жидкостью.

Пример 5. Водные пробы, содержащие 1,95 вес.1 ЧГПЯ из примера 1,25 обработали различными растворами перекиси водорода или кислородсодержащими газами. Газы барботировали через VfllC. исследуемые растворы. 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. ЧГПЯ подвергли обработке обрабатывающим химическим реагентом при комнатной

35 температуре в течение 20 ч и затем исследовали на вязкость, фактор рассеяния и фактор фильтрации по способу, аналогичному примеру 1. Для опре- 40 деления фактора фильтрации были использованы 0,6-микронные фильтры

Po1yvic 11illipore при перепаде давления 69 кПа.

Результаты приведены в та6л. 5.

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

Пример 6. Обожженная пробка иэ песчаника Berea длиной 7,6 см и диаметром 2,5 см, проницаемостью

00 мД последовательно затопили жидкостями, приведенными в табл. 6, Поток жидкости подавали при 22 С и давлении 2800 кПа. Герметичные пробки (заглушки) установлены перед первой

31 10 и второй частями по длине пробки для определения соответствующего снижения проницаемости на этих участках.

Результаты сведены в та6л. 6. Все концентрации жидкости приведены в весовых процентах. ЧГПЯ приведен из примера 1. Объем жидкости представляет собой объем пор, заполненный эаводняющей жидкостью в каждой последовательности. Снижение проницаемости выражено в виде отношения 1 „О„,„ /

/1 нцча иьн. °

Заводнение ЧГПА в последовательности 2 привело к черезмерному снижению проницаемости в связи со скоплением остаточного ЧГПА в стержневой пробке. Фактически вся проницаемость была восстановлена до первой половины пробки благодаря обработке перекисью водорода в последовательности

4, в то время как ко второй половине пробки было восстановлено 80 проницаемости.

Пример 7. Три небольшие колбы заполнили отрезками из металлических трубок наружным диаметром

0,64 см. Оставшийся объем колбы заполнили реагентом (;1огох, торговое обозначение фирмы Клорокс Ко., 5,251-ным весовым раствором гипохлорита натрия, рН которого доведен до 9. Эксперименты проводили при комнатной температуре.

Металлические трубки в первой пробе были из углеродистой стали. Через несколько минут образовались большие количества объемистого осадка коричневого цвета и продолжали образовываться свыше двух часов. Трубки из монель-металла во второй пробе дали те же результаты, за исключением того, что осадок 6ыл черного цвета и несколько меньший по объему. Монель представляет собой торговую марку сплава, содержащего приблизительно 671 никеля, 28 меди, 1-2 марганца и 1,9-2,5 вес.3 железа. Трубки иэ нержавеющей стали 316 находились в третьей пробе. Даже по истечении нескольких дней наблюдалась небольшая реакция °

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

1519531

Т а б л и ц а 1 г

Номер ЧГПА ЧГПА Е О Водный Вязкость Фактор Фактор пробы началь- конеч- раство- (ср.) рассе- фильтрации ный ный ритель ивания

СИВ

СИВ

Свежий

Свежий

СИВ

Свежий

СИВ

18

1,2

)250

1,3

1,2

: 250

1,0

12

2,0

1,4

1,4

1,4

>720

t,1

)720

1,2

l,1

)720

1,1

1 0,2 0,2 0

2 0,2 0,18 2,7

3 1,5 1,5 0

4 1,5 0,5- 2,0

5 1,5 0,5 2,0

6 6,5 6,5 0

7 6,5 1,3 2,4

СИВ - Синтетическая инжекционная вода нефтяного месторождения (пластовая вода), содержащая 2,6 вес.Ф растворенных твердых частиц и имеющая 1,3 вес.4 жесткость.

Т а б л и ц а 2

Вязкость, (ср. ) Фактор Фактор рассе- фильтяния рации

Гель ЧГПА Н <1 (вес.4 в (вес.4) пробе) Номер пробы

>1800 ))1000 »1000

1,5 1,0 270

Табл и ца 3

Номер it 0 пробы (вес. 3) Время BR3Kocть Фактор Фактор контакта (ср. ) рассеяния фильтрации (ч) )50

)50

)50

3,4

3,5

4,3

2,5

3,3

1,6

2 3

2,6

14

1,7

1,9

1,5

2,3

2,2

1 3,0

22

44

46

22

1S

2 3,0

3 10,0

4 10,0

5 100

Аналогичные лабораторные эксперименты с перекисью водорода и указанными выше металлами указывают на то, что перекись водорода совсем не корроэионна 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 эа счет накопившегося на поверхности скважины или подземной формации высокомолекулярного полиакриламида или частично гидролиэованного полиакриламида, о т л и ч аю шийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса, окислитель вводят в скважину и выдерживают в контакте с высокомолекулярным полиакриламидом или частично гидролиэованным полиакриламидом до частичного разложения их до более низкомолекулярных, а s качестве окислителя инжектируют водный раствор, содержащий перекись водорода в концентрации

10-60 г/л.

2, Способ по п.1, о т л и ч а юшийся 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.

14

1519531

Т а б л и ц а4

Инжекционная способность скважины 1

Время, прошедшее после возобновления водяной инжекции (дни) Инжекципнная способность скважины 2

Табли ца 5

Обрабатывающий раствор Вязкость фактор Фактор (ср.) рассеяния фильтрации

Таблица 6

Скорость фронтального продвижения

Объем

Снижение проницаемости

Номер последовательности

За води яюща я жидкость жидкости

1-я часть 2-я часть пробки пробки

1,00

130

50 1,00

32

21

130

70 0,15

13

50 0,96

0,16

0,80

0,1

0,2

0,3

0 9

5

Контрольный (без обрабатывающего химического реагента)

6,0 11,0 (60 г/л)

3,0 ь И,О, (30 г/л)

1,И И,О, (10 г/л)

Кислород

Воздух

14 NaC1

0,1 ЧГПА в 14 NaC1

13 NaC1

34 1<ç 4

1 ИаС1

14000 l 7000

10000

)2000

1,6

1,7

3,0 ю2000

>2000

7200

)) 240

1,4

1,9

1,9

»240

>) 240

»80

2,9

3,5

4,7

»80

»80

1519531

Ниькомолекул прива юалериал комолекуларныи РюлВриаа

Редактор А.Лежнина

Заказ 6616/59 Тираж 514 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, W-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 191

1+ а ф

%э

Составитель I).Ëoïàêîâà

Техред М. Ходанич Корректор Т.Колб