RU2042805C1

RU2042805C1 - Раствор для удаления полимерных кольматирующих образований

Info

Publication number: RU2042805C1
Application number: RU92003135A
Authority: RU
Inventors: Валентин Тимофеевич Гребенников; Александр Николаевич Юдин
Original assignee: Валентин Тимофеевич Гребенников; Александр Николаевич Юдин
Priority date: 1992-11-02
Filing date: 1992-11-02
Publication date: 1995-08-27

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к растворам для удаления полимерных кольматирующих образований из скважины и продуктивного пласта. Повышение скорости разрушения полимерных кольматирующих образований, осложняющих проводку скважины, обработку ствола скважины перед цементированием обсадных колонн, вторичное вскрытие пласта, освоение и капитальный ремонт скважин достигается за счет содержания в растворе водорастворимых соединений фосфора, поверхностно-активного вещества и воды. 5 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к растворам для удаления полимерных кольматирующих образований из скважин и продуктивного пласта.

Известен раствор для обработки скважин, включающий следующие компоненты, мас. перекись водорода 10-30; дигидроортофосфат кальция 10-30; вода остальное [1]
Известный раствор не позволяет проводить декольматацию скважины и продуктивного пласта, закольматированных полимерными образованиями.

Наиболее близким к предлагаемому является раствор, включающий следующие компоненты, мас. дигидроортофосфат кальция 10-15; кислородсодержащие соединения серы 30-40; ПАВ 0,15-0,25; вода остальное.

Известный раствор обладает сравнительно низкой скоростью разрушения полимерных образований (не более 3,5 х 10^-3 г/мин), что не позволяет эффективно проводить декольматацию скважин.

Целью изобретения является повышение скорости разрушения полимерных кольматирующих образований при ликвидации осложнений при проводке скважины, обработке ствола скважины перед цементированием обсадных колонн, вторичном вскрытии продуктивного пласта, освоении и капитальном ремонте скважин.

Цель достигается тем, что в растворе для удаления полимерных кольматирующих образований, включающем водорастворимые кислородсодержащие соединения фосфора, в качестве раствора используют композицию, включающую, мас. Фосфористая или орто- фосфорная кислота 5-11 Соляная кислота 9,5-15 Поверхностно-актив- ное вещество 0,5-1,5 Вода 72,5-85, и для его приготовления используют трихлорид или пентахлорид фосфора при следующем содержании компонентов, мас. Трихлорид или пента- хлорид фосфора 12-18,5 Поверхностно-актив- ное вещество 0,5-1,5 Вода 80-87,5.

Существенными признаками изобретения являются: использование водорастворимых кислородсодержащих соединений фосфора; использование ПАВ, фосфористой кислоты, ортофосфорной кислоты, трихлорида фосфора, пентахлорида фосфора.

В настоящее время при бурении скважин на углеводороды в отечественной и зарубежной практике в составе промывочных жидкостей активно используют синтетические полимеры (ПАА, Метас, М-14, "Комета", "Ока", Гипан, К-4, Лакрис-20, ПЭИ, ПОЭ и др.) в сочетании с глинами преимущественно монтмориллонитового типа и без таковых. Полимеры понижают вязкость промывочных жидкостей, делают устойчивыми скважины, и их отрицательные заряды адсорбируются на положительно заряженных участках ребер глинистых минералов, входящих как в состав промывочных жидкостей, так и в состав цемента песчаников. Это предопределяет образование в околоскважинной зоне кольматацию продуктивного пласта органо-минералогическими образованиями, представленными сложно взаимодействующими между собой глинистыми минералами и полимерами.

При сооружении скважин повсеместно происходит прихват бурового инструмента подобного рода органо-минералогическими образованиями, ликвидация которого известными способами, основанными на использовании различных растворов, затруднительна.

В рассматриваемых условиях вторичное вскрытие продуктивного пласта известными способами также не обеспечивает достаточно полной гидравлической взаимосвязи скважины с продуктивным пластом ввиду значительных размеров зоны кольматации (2-4 м и более).

Зачастую наличие перетоков подземных вод в заколонном пространстве обусловлено некачественной цементацией из-за наличия органо-минералогических образований как на стенках скважины, так и на обсадной колонне. Удаление этих образований известными растворами проблематично.

Наличие органо-минералогических образований, кольматирующих околоскважинную зону, не позволяет эффективно производить как освоение, так и капитальный ремонт скважин.

Применяемые в изобретении компоненты раствора позволяют качественно удалять полимерные кольматирующие образования в рассматриваемых условиях с достаточно высокой скоростью их разрушения.

Для определения оптимальных соотношений между компонентами раствора были проведены лабораторные опыты по разрушению органо-минералогического комплекса. В ходе опытов использовали буровой раствор, содержащий следующие компоненты, мас. гидролизованный полиакрилонитрил натрия 0,2; полиакриламид 0,05; монтмориллонитовая глина 5, а также добавки понизителя вязкости (ФХЛС), стабилизатор (< 0,1), вода остальное. Раствор выпаривали на песчаной бане и из образовавшейся твердой фазы готовили навески с одинаковой площадью массой 1 г.

Навески обрабатывали в статических условиях при 20^оС раствором объемом 50 мл, содержащим различные концентрации заявляемых компонентов. В ходе опытов с точностью ±1 мин фиксировали время полного разрушения образца.

Ниже представлены результаты лабораторных исследований по разрушению образцов растворами, содержащими фосфористую и соляную кислоты (табл.1), ортофосфорную и соляную кислоты (табл.2) в заявляемых соотношениях.

Для приготовления аналогичных растворов использовали пентахлорид и трихлорид фосфора. Пентахлорид фосфора гидролизуется с образованием оксихлорида и соляной кислоты:
PCl₅ + H₂O ->> POCl₂ + 2HCl, и при избытке воды происходит образование ортофосфорной и соляной кислот:
POCl₃ + 3H₂O ->> H₃PO₄ +3HCl
Конечным продуктом гидролиза трихлорида фосфора в воде является фосфористая и соляная кислоты:
PCl₃ + 3H₂O ->> H₃PO₃ + 3HCl
В табл. 3 и 4 представлены результаты лабораторных опытов по разрушению образцов в заявляемых пределах.

В табл.5 представлены результаты скорости разрушения образцов растворения с соотношением компонентов вне заявляемых пределов.

Как видно из представленных данных, скорость разрушения образцов растворами с соотношением компонентов вне заявляемых пределов несколько ниже, а при использовании одних кислот (опыты NN 48-52, 58-61) разрушения образцов не происходит.

Концентрация добавок поверхностно-активных веществ в пределах 0,5-1,5% принята из опыта промысловых обработок.

П р и м е р 1. В скважину глубиной 2352 м закачивают раствор, содержащий следующие компоненты, мас. фосфористая кислота 7; соляная кислота 12; ПАВ 1,0; вода остальное. Объем раствора 9,4 м³, что составляет 1,5 порового объема обрабатываемой зоны радиусом 1 м. Давление закачки раствора 160-180 атм. Раствор выдерживают в пласте в течение 36 ч, после чего производят компрессорное освоение скважины до полного удаления раствора и появления на устье пластового флюида.

П р и м е р 2. В скважину глубиной 1862 м закачивают раствор, содержащий следующие компоненты, мас. ортофосфорная кислота 5; соляная кислота 9,5; ПАВ 0,5; вода остальное. Объем раствора 7,2 м³, что составляет 1,8 порового объема обрабатываемой зоны радиусом 0,8 м. Давление закачки 150-190 атм. Раствор выдерживают в пласте в течение 17 ч, после чего производят компрессорное освоение скважины до появления на устье пластового флюида.

П р и м е р 3. В скважину глубиной 1765 м закачивают раствор, содержащий следующие компоненты, мас. трихлорид фосфора 12; ПАВ 1,5; вода остальное. Объем раствора 12,6 м³, что составляет два поровых объема обрабатываемой зоны радиусом 1 м. Давление закачки раствора 160-190 атм. Раствор выдерживают в пласте в течение 26 ч, после чего производят компрессорное освоение скважины до появления на устье пластового флюида.

П р и м е р 4. В скважину глубиной 2831 м закачивают раствор, содержащий следующие компоненты, мас. пентахлорид фосфора 18,5; ПАВ 1,5; вода остальное. Объем раствора 12,6 м³, что составляет два поровых объема обрабатываемой зоны радиусом 1 м. Давление закачки 160-180 атм. Раствор выдерживают в пласте в течение 21 ч, после чего производят компрессорное освоение скважины до появления на устье пластового флюида.

Скважины, обработанные по примерам 1-4, после обработки приобретают проектный дебит. Использование изобретения по примерам 1-4 позволяет восстановить проницаемость околоскважинной зоны за счет удаления полимерных кольматирующих образований.

Claims

РАСТВОР ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ПОЛИМЕРНЫХ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЙ, включающий водорастворимые соединения фосфора, добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве водорастворимых соединений фосфора используют трихлорид или пентахлорид фосфора, а в качестве добавки поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.

Трихлорид или пентахлорид фосфора 12,0 18,0
Поверхностно-активное вещество 0,5 1,5
Вода 80,0 87,5