SU1519531A3 - Способ восстановлени проницаемости скважины или вблизи нее в жидкостных коммуникаци х подземной формации - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к добыче нефти. Цель - повышение эффективности процесса. В скважину в интервал с пониженной проницаемостью ввод т окислитель. Выдерживают окислитель в контакте с высокомолекул рным полиакриламидом или частично гидролизованным полиакриламидом до частичного разложени  их до более низкомолекул рных. В качестве окислител  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 дл  обработки скважин, в которые подают полимер дл  повышени  добычи нефти и которые характеризуютс  значительно сниженной инжективностью. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 6 табл.

Description

Изобретение относитс  к добыче нефти и может быть использовано дл  восстановлени  пониженной проницаемости скважины или вблизи скважины в пласте.

Целью изобретени   вл етс  повышение эффективности процесса.

Дл  повышени  расхода или количества добываемой из скважины нефти обычно в подземные нефтеносные образовани  закачивают некоторое количество высокомолекул рных водорастворимых полимеров. Полимер ввод т в химический поток или вод ной поток в качестве вещества, придающего в зkocTb , дл  улучшени  эффективности горизонтального и вертикального охвата потока. Полимер можно также закачивать в полимерную закупорку в качестве буфера подвижности последовательно с химической пробкой дл  поддержани  реологической стабильности химической пробки при ее прохождении через формацию.

У сквам ин, которые подвергают на- г танию полимера дл  этих целей, часто со временем наблюдаетс  чрезмерное снижение возможностей по закачке полимера, что приводит к более продолжительному времени закачки и

ел

;о У1

:лэ

см

снижению добита добычи нефти. Это вызвано скоплением высокомолекул рного полимерного остатка в скважине или вблизи от нее. Скопившийс  по- лимер вызывает снижение проницаемости в области усть  инжекционной скважины или в горной породе и кристаллических трещинах вблизи усть  скважины. Аналогично инжекционным скважинам снижение проницаемости может иметь место в эксплуатационных скважинах или вблизи от их усть , где введенный полимер образуетс  с нефтью.

Способ восстановлени  проницаемости в скважине или вблизи от нее используетс  после того, как в районе скважины или вблизи от нее обнаружено значительное снижение прони- цаемости, вызванное скоплением высокомолекул рного полимера. Скопление полимера  вл етс  нежелательным, но иногда неизбежным результатом закачки высокомолекул рного, водораствори- мого, синтетического органического полимера в подземный пласт через скважину с целью увеличени  добычи нефти из пласта. Скопление дискретного количества молекул полимера с высоким молекул рным весом может существенно закупорить мелкие поры в пласте и значительно снизить проницаемость пласта Способ основан на разложении высокомолекул рного , водорастворимого, синтетического органического полимера с помощью инжекции единичной пробки и водной неорганической перекиси, такой как перекись водорода, в зону обработки . Перекись водорода  вл етс  окислителем . Закачивают перекись водорода в концентрации 10-60 г/л.

Перекись водорода не вли ет отрицательно ни на технологический проце ни на окружаю(цую среду. Она обычно совместима с металлами, примен емыми в нагнетательном оборудовании, и обсадными трубами. Перекись водороде разлагаетс  на воду и кислород. Продукты распада перекиси водорода почти не представл ют опасности дл  ок- ружающей среды.

На чертеже представлен график, на котором сравниваетс  распределение по крупности частично гидролизованно- го полиакриламида до и после обработки перекисью водорода, как определено высокопроизводительной жидкостной хроматографией.

Q 5

о 5 „ , .,

5

0

Способ преимущественно используетс  дл  об работки скважин, в которые подают полимер дл  повышени  до- бь ми нефти и которые характеризуютс  сниженной инжективностью, вызванной образованием и скоплением на стенке скважины неподвижных высокомолекул рных полимеров или в структуре излома , сообщающейс  со скважиной. Этот способ можно также применить к высокопроизводительным эксплуатационным скважинам или другим подземным област м, обладающим пониженной проницаемостью из-за скоплени  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 представл ет собой неорганическую перекись в растворе при концентрации от 500 ррм до 30 вес.%, предпочтительно 1-5 вес,%. Водным растворителем  вл етс  свежа  вода, в некоторых случа х может быть использована пластова  вода, рН раствора перекиси водорода в свежей воде  вл етс  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 в свежей воде значение рН колеблетс  от 7 До 500 ррм, до при концентрации перекиси водорода 30%. Раствор перекиси водорода в несколько щелочной пластовой воде может иметь величину рН свыше 7. Обычно раствор перекиси водорода можно закачивать в устье скважины без регулировани  рН раствора, отход  от его обычного значени .

Количество раствора перекиси водорода , закачиваемое в устье скважины , зависит от размера зоны, вергаемой обработке. Обычно дл  обработки всего полимера, занимаю|цего зону обработки, ввод т достаточное количество раствора, которое зависит от объема самого усть  скважины, объема пор (пористости) и нефтенасы- щени  окружающей породы, объема пус- ITOT структуры излома, количества введенного полимера и особых химических характеристик полимера, и обстановки, окружающей устье скважины.

Сразу после закачки раствора перекиси в устье скважины нео(1ходимо перекрыть скважину, позвол   раствору впитатьс , чтобы довести до максимума количество полимера, вступившего в ,контакт и подвергшегос  распаду под вли нием раствора перекиси. Врем пропитки может составл ть от нескольких минут до 48 часов или более того Распад полимера начинаетс  сразу после соприкосновени  с перекисью.

Лл  повышени  скорости распада полимера к раствору перекиси можно добавл ть добавки, например ионы гид- роксида и катионы металлов, таких как медь, железо, свинец и хром. Положительное вли ние 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 ускор ют скорость разложени  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 себ  высокомолекул рные, водорастворимые органические полимеры, имеющие углерод-углеродный каркас. Обработка перекисью  вл етс  наиболее эффективной против полиакриламида и частично гидролизованного полиакрил- амида, мопекул рный вес которых составл ет от одного до 20 млн., в то врем  как гидролизу подвергнуты О-УО амидных групп.

Перекись воздействует на углерод- углеродные св зи вдоль полимерного каркаса (полимерной св зи), привод  к разрыву каркаса. Разрыв каркаса значительно уменьшает молекул рный вес полимера, превраща  его в более мелкие звень  без существенного изменени  химического состава и признаков , присущих функциональным группам полимера. Хот  подвергнутый разложению полимер представл ет собой по существу тот же материал, что и первоначально введенный высокомолекул рный полимер, из-за своего меньшего молекул рного веса разрушенный полимер с физической точки зрени   вл етс  слишком небольшой, чтобы аккумулировать и образовывать стабильный

0

гель в устье скважины или закупоривать поры в пласте. Таким образом, низкомолекул рный полимер обладает небольшим эффектом по снижению проницаемости .

После обработки инжекционного усть  скважины, котора  может включать более чем одну последовательную ин- жекцию обрабатываю1цих жидкостей, предпочтительно откачать из скважины обрабатывающие жидкости, включа  разрушенный полимер, продукты распада перекиси (воду и кислород) и любой

г оставшийс  пероксид и обладающий подвижностью гель, до пуска скважины снова в эксплуатацию. Жидкости, образующиес  при обработке, можно вытесн ть из зоны усть  скважины в пласт

Q и отводить из эксплуатационной скважины в жидкостные коммуникации, св занные с инжекционной скважиной. В тех случа х, где необходимо вводить инжекционную скважину снова в эксплу5 атацию непосредственно после обработки , дл  предотвращени  диффузионного смещени  перекиси и последовательно введенного полимера между обрабатывающими жидкост ми и последовательно введенными полимерами дл  увеличени  добычи нефти предпочтительно закачивают вод ную прослойку. Сразу после окончани  обработки и восстановлени  схемы закачки в скважину, можно восстановить инухекцию жидкостей дл  уве лимени  добычи нефти через обработанную инжекционную скважину,

Пример 1. Пробы водного частично гидролизованного полиакриламида (ЧГПА) были помещены в р д банок. В банки с пробами добавили либо рассол , либо растворители на свежей воде . ЧГПА в каждой банке был один и тот же и имел средний молекул рный вес около |,5 млн. и примерно 30% гидролизованных амидных групп. К каждой из проб полимера, за исключением трех проб (tsT 1 , 3 и 6) , которые оставили ,в качестве контрольных, до- п бавили водную перекись водорода

(d). Растворенное содержимое банок перемешивали в течение ночи при комнатной температуре. Через 17 в зкость , фактор рассева и фактор филь- т |ии были измерены и занесены в табл. 1. В колонке под названием ЧГПА начальный приведена весова  процентна  концентраци  ЧГПА в исходной пробе, помещенной в банку, в ко0

0

5

5

лонке под названием ЧГПА конечный - весова  процентна  концентраци  ЧГГ1Л после разбавлени  пробы раствором перекиси водорода. В пробах, к которым перекись водорода не добавл лась, значени  в колонках ЧГПА начальный и ЧГПА конечный одни и те же. В колонке под названием приведено весовое процентное содержание в пробе непосредственно после добавлени  ,. Фактор фильтрации - врем , необходимое дл  фильтровани  50 см полимерного раствора, деленное на врем , необходимое дл  фильтрации 50 см рассола. Оба объема (жидкости ) фильтровали под давлением через 0,22-микронный ацетилцеллюлозный фильтр Millipore диаметром 7 мм при перепаде давлени  138 кПа.

Оробы М i 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 высокомолекул рным ЧГПА, извлеченным первым, следовал низкомолекул рный материал в пробе. Обработанна  перекисью водорода проба N 2 имеет лишь один пик, соответствующий низкомолекул рному материалу. Растворенные твердые частицы в пробе k были исследованы после фильтрации с по- мсмцью инфракрасного излучени  (ИК). Твердые частицы демонстрируют те ИК-свойства, что и ЧГПА.

Пример 1 указывает на способность превратить весь высокомолекул рный ЧГПА в низкомолекул рный ЧГПА, что подтверждено результатами высокопроизводительной жидкостной хроматографией и инфракрасного излучени . ИК-анализ склонен подтвердить, что механизм разрушени  полимера заключаетс  в делении (разрыве) каркаса, которое практически не измен ет функциональные группы полимера. I

П р и м е р 2. Противоточный гель

был получен из нефт ной скважины, работающей с инжекцией ЧГПЛ. 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 1 ° 2 добавил раствор , в то врем  как к пробе N 1 его не добавл ли. Две пробы пере

5

0

5

0

5

0

5

0

5

мешивали в течение одной ночи при комнатной температуре. В зкость, Лак- тор рассе ни  и фактор фильтрации определ ли и занесли в табл. 2. Фактор фильтрации определили таким же путем, как в примере 1, за исключением того, что были использованы 0,6- микронные поливинилхлоридные фильтры.

П р и м е р 3. Твердые куски, со- держа1: ие 50 вес.4 сшитого полиакрил- амида, погрузили в различные пробы водных растворов. Эти количества были таковы, что концентраци  полиак- риламида в пробе при растворении в растворе могла бы составить 10 вес.%. Пробы раствора, содержащие различные количества поддерживали при атмосферном давлении и при комнатной температуре до тех пор, пока практически весь твердый полиакрил- амид не был растворен. Пробы W 1гЗ хорошо перемешали. Пробы NV и 5 совсем не перемешивали. Фактор фильтрации был определен по аналогии с примером 1. Пробы fT 1-3 отфильтровали через 0,22-микронный смешанные ацетилцеллюлозный и нитроцеллюлозный фильтры Millipore, в то врем  как пробы № 4 и 5 отфильтровывали через 0,6-микронный поливинилхлоридный фильтр Polyvie flillipore.

Результаты приведены в табл. 3.

Концентраци  представл ет собой исходную (начальную) концентрацию . Она снижена за счет времени контакта.

В пробе К 1 концентраци  была восстановлена до 3 через 22 ч. В пробе f твердое тело было разбито на 20 мелких кусков, в то врем  как в пробе f 5 твердое тело было единым куском. В пробах И 1-5 все твердое вещество было растворено до оговоренного времени контакта (до 22 ч в пробе 1),

Пример. Яве ЧГПА инжекци- онные скважины типа, описанного в примере 2, были проверены на пониженной инжекции. Инжекци  выражена в литрах в день при давлении нагнетани  6900 кПа. В каждую скважину ввели 9500 л 5%-ного водного обрабатывающего раствора ,. После закачки обрабатывающих жидкостей и выдержки обрабатывающие жидкости откачали. Скважины затем возвратили на вод ную инжекцию.

Результаты инфекции приведены в табл. .

Инжекционна  способность ло обработки: скважина 1 600 м, скважина 2 4700 м.

Скважины стабилизированы приблизительно после 5 Лией. Вод на  инжек ци  в обе скважины в этот момент при близительно в два раза превышает скорости инжекции перед обработкой. Первые 9500 л жидкости, откаченной сразу после обработки, были светлыми , не содержали гел  и содержали лишь небольшие количества нефти. Последующие жидкости, откачанные после первых 9500 л, содержали небольшое количество гел . Внешний вид неболь- количеств гел  в откачанной (оборотной ) жидкости указывает на то, что разрушены лишь ЧГПА гели, непосредственно соприкасавшиес  с обра- батывакнцей жидкостью.

П р и м е р 5. Водные пробы, содержащие 1,95 вес. ЧГПА из примера 1 обработали различными растворами перекиси водорода или кислородсодержащими газами. Газы барботировали через ЧГПА исследуемые раствори. 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. ЧГПА подвергли обработке обрабатывающим химическим реагентом при комнатной температуре в течение 20 ч и затем исследовали на в зкость, фактор рассе ни  и фактор фильтрации по способу , аналогичному примеру 1. Дл  определени  фактора фильтрации были использованы 0,6-микронные фильтры Polyvic Millipore при перепаде давлени  б9 кПа.

Результаты приведены в табл. 5.

Из табл. 5 следует, что перекись водорода  вл етс  эффективной при разрушении ЧГПА, в то врем  как кислородсодержащие газы  вл ютс  неэффективным в разрушении ЧГПА.

П р и м е р 6. Обожженна  пробка из песчаника Вегеа длиной 7,6 см и диаметром 2,5 см, проницаемостью 100 мЛ последовательно затопили жидкост ми , приведенными в табл. 6. Поток жидкости подавали при и давлении 2800 кПа. Герметичные пробки (заглушки) установлены перед первой

531 О

и второй част ми по длине пробки дл  определени  соответствующего снижени  проницаемости на этих участках. Результаты сведены в табл. 6. Все концентрации жидкости приведены в весовых процентах. ЧГПА приведен из примера 1. Объем жидкости представл ет собой объем пор, заполненный за- 0 водн юи1ей жидкостью в каждой последовательности . Снижение проницаемости выражено в виде отношени  k коцечи, /

/ мача ribH.

Заводнение ЧГПА в последователь15 ности 2 привело к чрезмерному снижению проницаемости в св зи со скоплением остаточного ЧГПА в стержневой пробке. Фактически вс  проницаемость была восстановлена до первой полови20 ны пробки благодар  обработке перекисью водорода в последовательности , в то врем  как ко второй половине пробки было восстановлено 803; проницаемости .

25 Пример7. Три небольшие колбы заполнили отрезками из металлических трубок наружным диаметром 0,6 см. Оставшийс  объем колбы заполнили реагентом Clorox, торговое

30 обозначение фирумы Клорокс Ко. ,

5, весовым раствором гипохло- рита натри , рН которого доведен до 9. Эксперименты проводили при комнатной температуре.

Неталлическир трубки в первой пробе были из углеродистой стали. Через несколько минут образовались большие количества объемистого осадка коричневого цвета и продолжали разовыватьс  свыше двух часов. Трубки из монель-металла во второй пробе дали те же результаты, за исключением того, что осадок был черного цвета и несколько меньший по объему. Модс нель представл ет собой торговую марку сплава, содержащего приблизительно 67% никел , 2S% меди, 1-2% марганца и 1,9-2,5 еес. железа. Трубки из нержавею1 1ей стали 316 находились в

r/j третьей пробе. Даже по истечении нескольких дней наблюдалась небольша  реакци .

Гипохлорит натри  легко воздействует и корродирует углеродистую сталь и монель-металл, которые обыч- н используютс  на нефт ных месторождени х , с образованием продуктов окислени  металла. Эти осадки могут быстро закупоривать подземный пласт.

35

5

Аналогичные лабораторные эксперименты с перекисью волорола и указанными выше металлами указывают на то, что перекись водорода совсем не коррози- онна по сравнению с гипохлоритом натри .

Claims (1)

1. Способ восстановлени  проницаемости скважины или вблизи нее в жидкостных коммуникаци х подземной формации путем введени  окислител  в интервал с пониженной проницаемостью, образовавшейс  за счет накопившегос  на поверхности скважины или подземной формации высокомолекул рного по- лиакриламида или частично гидролизо- ванного полиакриламида, о т л и ч а

ю щ и и с   тем, что, с целью повышени  эффективности процесса, окислитель ввод т в скважину и выдерживают в контакте с высокомолекул рным полиакриламидом или частично гидро- лизованным полиакриламидом до частичного разложени  их до более низкомолекул рных , а в качестве окислител  инжектируют водный раствор, содержащий перекись водорода в концентрации 10-60 г/л.

2, Способ поп.1,отличаю- щ и и с   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.

Таблица 1

СИВ Синтетическа  иижекционна  вода нефт ного месторождени  (пластова  вода), содержаща  2,6 вес. растворенных твердых частиц и имеюща  1,3 вес. жесткость.

Таблица2

43 2,5 3,3 1,6 2,3 2,6

ТаблицаЗ

1 3

1519531

Таблиц л )

14

ТаблицаБ

Проба 1/ifeo6pQffomaHHMf I Проба 2/Обработанные/

3

:s

«

О Врем  элюироКаии /минд иЛ

Высокомо еку орныи мигпе- pua/t

Редактор А.Лежнина

Составитель И.Лопакова

Техред П.Ходами ч Корректор Т.Колб

Заказ 6616/59

Тираж 51

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретени м и открыти м при ГКНТ СССР 113035, Москва, «-35, Раушска  наб., д. /5

t

HuiKOfiO/ieKy ftpHbiijt Ми1лериа/1

Подписное