RU2066373C1 - Способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов - Google Patents
Способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластовInfo
- Publication number
- RU2066373C1 RU2066373C1 RU94028923A RU94028923A RU2066373C1 RU 2066373 C1 RU2066373 C1 RU 2066373C1 RU 94028923 A RU94028923 A RU 94028923A RU 94028923 A RU94028923 A RU 94028923A RU 2066373 C1 RU2066373 C1 RU 2066373C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- formation
- sodium
- oxygen
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title abstract 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 6
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 6
- RYCLIXPGLDDLTM-UHFFFAOYSA-J tetrapotassium;phosphonato phosphate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O RYCLIXPGLDDLTM-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims abstract 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 51
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 51
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 5
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 claims description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229910000403 monosodium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019799 monosodium phosphate Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 claims description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000003017 phosphorus Chemical class 0.000 claims 2
- MLIKYFGFHUYZAL-UHFFFAOYSA-K trisodium;hydron;phosphonato phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OP([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O MLIKYFGFHUYZAL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XOCUXOWLYLLJLV-UHFFFAOYSA-N [O].[S] Chemical compound [O].[S] XOCUXOWLYLLJLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 10
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 abstract description 5
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 abstract 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000003446 ligand Substances 0.000 description 2
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 241001460678 Napo <wasp> Species 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- YYRMJZQKEFZXMX-UHFFFAOYSA-L calcium bis(dihydrogenphosphate) Chemical compound [Ca+2].OP(O)([O-])=O.OP(O)([O-])=O YYRMJZQKEFZXMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical class [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001506 calcium phosphate Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-J diphosphate(4-) Chemical compound [O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 235000011180 diphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- -1 fluoride ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910000150 monocalcium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019691 monocalcium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- BFDWBSRJQZPEEB-UHFFFAOYSA-L sodium fluorophosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]P([O-])(F)=O BFDWBSRJQZPEEB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- JXAZAUKOWVKTLO-UHFFFAOYSA-L sodium pyrosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OS([O-])(=O)=O JXAZAUKOWVKTLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для удаления полимерных кольматирующих образований с помощью химреагентов. Повышение эффективности разрушения полимерных образований с восстановлением дебита до значений, близких к первоначальным при ликвидации осложнений при проводке скважин, обработке ствола скважины перед цементированием обсадных колонн, вторичном вскрытии продуктивного пласта, освоении и капитальном ремонте скважин, достигается путем закачки в перфорированную околоскважинную зону раствора соли кислородсодержащей кислотой фосфора, выдержке его в пласте и последующем удалении из пласта. Время выдержки раствора в перфорированной зоне определяют в зависимости от пластовой температуры, а удаление раствора и продуктов его реакции из пласта производят до появления флюида постоянного состава, соответствующего пластовому. При выдержке раствора в пласте дополнительно могут производить дренирование скважины. Для приготовления раствора используют гидропирофосфат натрия или пирофосфат калия, или ортофосфат натрия, или дигидрофторофосфат кальция, или нитрилотриметиленфосфоновую кислоту. 1 табл.
Description
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 1,5oC2,5.
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 200oС, в кислой - свыше 125oС. 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 40-80oС в пределах 4 8 ч, 80 120oС 2 4 ч, при 120 - 140oС 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.
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.
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 65oС, выдерживали при этой температуре и охлаждали. По степени восстановления начальной вязкости определяли устойчивость полимера к деструктирующему воздействию рекомендуемых солей.
Раствор нагревали с определенной скоростью до 65oС, 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 - 140oС, 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 80oС в пределах 4 8 ч, 80 120oС в пределах 2 4 ч, 120 140oС 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 90oС.
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 60oС. 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 40oC. 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.
Claims (4)
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.
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.
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 80oС в пределах 4 8 ч, при 80 120oС 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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94028923A RU2066373C1 (ru) | 1994-08-01 | 1994-08-01 | Способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94028923A RU2066373C1 (ru) | 1994-08-01 | 1994-08-01 | Способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2066373C1 true RU2066373C1 (ru) | 1996-09-10 |
| RU94028923A RU94028923A (ru) | 1997-05-20 |
Family
ID=20159284
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94028923A RU2066373C1 (ru) | 1994-08-01 | 1994-08-01 | Способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2066373C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2153579C2 (ru) * | 1998-06-09 | 2000-07-27 | Предприятие "Астраханьгазпром" РАО "Газпром" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2261987C2 (ru) * | 2002-02-26 | 2005-10-10 | Казаков Владимир Александрович | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта |
| RU2320852C2 (ru) * | 2005-10-10 | 2008-03-27 | Вера Викторовна Живаева | Способ предотвращения солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании |
-
1994
- 1994-08-01 RU RU94028923A patent/RU2066373C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент ЕПВ N 0125191, кл. Е 21 В 43/27, 1984. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2153579C2 (ru) * | 1998-06-09 | 2000-07-27 | Предприятие "Астраханьгазпром" РАО "Газпром" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2261987C2 (ru) * | 2002-02-26 | 2005-10-10 | Казаков Владимир Александрович | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта |
| RU2320852C2 (ru) * | 2005-10-10 | 2008-03-27 | Вера Викторовна Живаева | Способ предотвращения солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU94028923A (ru) | 1997-05-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5018577A (en) | Phosphinate inhibitor for scale squeeze applications | |
| RU2089723C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| EP0062939A1 (en) | Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor | |
| RU2039224C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| US5291950A (en) | Method of well treatment | |
| RU2117143C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2106484C1 (ru) | Способ реагентной обработки скважины | |
| RU2181832C2 (ru) | Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин | |
| RU2066373C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов | |
| RU2052086C1 (ru) | Способ обработки скважины в карбонатных коллекторах | |
| RU2103491C1 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2065036C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов | |
| RU2055983C1 (ru) | Способ реагентной разглинизации скважины | |
| RU2127802C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2139414C1 (ru) | Способ растворения отложений в образованиях, содержащих многочисленные продуктивные слои | |
| RU2086760C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин | |
| RU2261323C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2102591C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
| RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| RU2132451C1 (ru) | Состав для предотвращения отложения солей и песка при добыче нефти | |
| RU2323243C1 (ru) | Твердый реагент для кислотной обработки скважины и способ кислотной обработки скважины, преимущественно водозаборной | |
| RU2162936C1 (ru) | Состав для регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| RU2433260C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе | |
| RU2165014C1 (ru) | Способ обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта |