Способ декарбонизации углеводородсодержащих пластов

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам восстановления проницаемости углеводородсодержащих пластов, и может найти применение при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин для увеличения их дебита.

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.

Вместе с тем использование полимеров акрилового ряда сопровождается и отрицательным воздействием на проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта. Вследствие 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 (см. кн. Грея Д.Р, Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) - пер. с англ., М.: Недра, 1985, с.509).

В результате этого процесса в прискважинной зоне продуктивного пласта формируется органоминералогический комплекс кольматирующих соединений, снижающий проницаемость продуктивного пласта. В многопластовых объектах ситуация усугубляется еще и тем, что при совместном вскрытии нескольких продуктивных пластов выбор плотности бурового раствора осуществляют в расчете на объект с максимальным пластовым давлением, что ведет к дополнительному ухудшению емкостно-фильтрационных характеристик прискважинной зоны пласта.

Анализ фонда действующих скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях показывает, что к настоящему времени значительное число скважин работает с дебитами в 1,5-2 раза меньше своих потенциальных возможностей. Это во многом обусловлено действием кольматационных процессов в прискважинной зоне при сооружении и глушении скважин в процессе ремонтных работ (см. кн. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Гереш П.А. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1995).2.

В промысловой практике известны различные 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.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному является способ декарбонизации углеводородсодержащих пластов, включающий закачку и выдержку в перфорированной зоне технологического раствора, содержащего соли сильных кислот с добавкой ПАВ с последующим дренированием скважины для удаления полимерных кольматирующих образований из пласта. Для обработки скважины в соответствии с известным способом используют технологические растворы, содержащие смеси кислородсодержащей кислоты фосфора, ионы фтора и ингибитор коррозии (см. патент США №4561503, 1985 г. - прототип).

К недостаткам известного способа следует отнести возможность образования в пласте труднорастворимых соединений фторида кальция, обладающих к тому же тенденцией к гелеобразованию, что приводит к вторичной кольматации продуктивного пласта. Это предопределяет необходимость введения в технологический цикл обработки дополнительной операции в виде кислотной обработки пласта, обеспечивающей растворение карбоната кальция.

Кроме того, обработка несколькими кислотными реагентами способствует разрушению заколонного цемента, что может привести к серьезному ухудшению эксплуатационных характеристик скважины.

Техническим результатом изобретения является предотвращение растворения карбонатов кальция в ходе восстановления проницаемости коллектора углеводородсодержащего пласта, а также предотвращение разрушения заколонного цемента за счет перевода растворимого в кислых средах карбоната кальция в нерастворимый сульфат кальция.

В способе декарбонизации углеводородсодержащих пластов и заколонного цемента, заключающемся в переводе содержащегося в них карбоната кальция в труднорастворимый сульфат кальция, осуществляют обработку перфорированной зоны указанных пластов сначала технологическим раствором состава, мас.%:

затем технологическим раствором, содержащим кислые агенты на основе плавиковой и соляной кислот или их солей с добавкой ПАВ, затем осуществляют выдержку и дренирование скважины путем создания в ней 10-14 циклов депрессий-репрессий за время 8-12 часов, причем объем технологических растворов принимают равным 1-1,2 от объема пор обрабатываемой зоны

Такое выполнение способа декарбонизации углеводородсодержащих пластов при капитальном ремонте скважин позволяет увеличить проницаемость коллектора до значений, близких к первоначальным, и, соответственно, дебит скважины до ее потенциальных возможностей. Декарбонизацию осуществляют технологическим раствором, содержащим кислый агент на основе водорастворимой соли надсерной кислоты для перевода содержащегося в них карбоната кальция в труднорастворимый сульфат кальция (гипс) с одновременной защитой от разрушения заколонного цемента.

Для определения состава предложенного технологического раствора были проведены лабораторные опыты. Определение оптимальных соотношений между компонентами предлагаемых технологических растворов производилось в соответствии с известной методикой (см. кн. Рузинов Л.П., Слободчикова Р.И. Планирование эксперимента в химии и химической технологии. - М., Химия, 1980. - серия "Химическая кибернетика" - 280 с.).

В ходе приготовления исходного раствора промывочной жидкости использовался полиакриламид - ГС Б флокулянт по ТУ Уа. 6.1-29-94 с содержанием около 60% полимера и около 34% сульфата аммония. В процессе набухания полимера в воде происходит образование геля до консистенции студня. Смешивание порошка бентонита с гелем осуществлялось в гомогенизаторе. После обработки на центрифуге из полимерглинистой массы готовились образцы шарообразной формы массой 2-4 г при влажности не выше 5%. При низких концентрациях полиакриламида (ПАА) в матрице образец разрушается практически полностью. В исследуемых образцах ПАА занимает весь объем бентонитовой матрицы, в то время как при работе на скважине ПАА проникает в толщу породы на глубину порядка 5 мм.

В результате проведенных опытов установлены следующие соотношения между указанными компонентами технологического раствора при первичной (предварительной) обработке продуктивного пласта, мас.%:

Содержание в данном технологическом растворе персульфата аммония менее 5 мас.% не обеспечивает протекание необходимых реакций декарбонизации продуктивного пласта, а его увеличение более 15 мас.% нецелесообразно по причине удорожания технологического раствора.

Содержание ПАВ в указанном диапазоне является стандартным для технологических и буровых растворов. В технологические растворы вводят анионоактивный ПАВ (сульфонол, сульфонат, РЕ-103) или смесь анионоактивного и неионогенного ПАВ (ОП-7, ОП-10, ОП-20, ОП-45).

Вторичную обработку перфорированной зоны продуктивного пласта проводят любым технологическим раствором, содержащим кислые агенты на основе плавиковой и соляной кислоты или их солей.

Объем указанных технологических растворов при первичной и вторичной обработке продуктивного пласта принимают равным 1-1,2 от объема пор закольматированной зоны, а дренирование скважины производят путем создания в ней 10-14 циклов депрессий-репрессий за время 8-12 часов.

Для исключения побочных эффектов, наблюдаемых в результате образования труднорастворимого мелкокристаллического осадка фторида кальция, обладающего к тому же при определенных значениях рН способностью к гелеобразованию и вызывающего вторичную кольматацию продуктивного пласта, а также для предотвращения частичного разрушения заколонного цемента согласно изобретению, предлагается провести декарбонизацию продуктивного пласта указанным водным раствором персульфата аммония:

2СaСО₃+(NH₄)₂S₂O₈=2СаSO₄+2СO₂↑+2NH₃+Н₂O₂

Образовавшийся при этом гипс практически нерастворим в кислых растворах, обычно применяемых для обработки скважин. Это препятствует образованию в рассматриваемых условиях труднорастворимых фторидов, обеспечивая эффективную обработку скважин в соответствии с предложенным способом.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Образцы цементного камня, используемого в скважинах Уренгойского месторождения, при воздействии на них раствором на основе соли плавиковой кислоты с добавкой ПАВ (состава, мас.%: бифторид-фторид аммония 17, калия гидроксид 2, ПАВ (сульфонат) 0,1, вода 80,9) подвергались постепенному разрушению с образованием на поверхности образцов тонкодисперсного осадка фторида кальция. Наблюдалось сильное газовыделение. При этом наблюдалось значительное разрушение образцов, а также прирост в весе образцов цементного камня до 15%.

После предварительной обработки цементного камня указанным 10% раствором персульфата аммония разрушения образца не наблюдалось, а потеря образца в весе составляла не более 2%. Данные по изменению массы после обработки раствором бифторида аммония представлены в табл.1

Увеличение массы навесок, предварительно не обработанных раствором для декарбонизации, происходит за счет образования солей с гелеобразной структурой. Солевой состав фильтратов после воздействия раствора бифторида аммония приведен в табл.2.

Таблица 2.
Солевой состав фильтратов.
Образец	Плотность, г/см3	рН	СГ, мг/л	мг/л
№1 без предв. обработки	1,060	6,79	4200,4	Не обнаружено
№2 с предв. обработкой	1,058	6,56	894, 6	128,1

Пример 2. Образцы неокомского керна Уренгойского месторождения, при воздействии на них технологического раствора на основе соляной кислоты с добавкой ПАВ (состава, мас.%: плавиковая кислота 15, соляная кислота (36%-ной концентрации) 5, ПАВ (сульфонол) 0,1, вода 79,9) подвергались постепенному разрушению с образованием на поверхности образцов тонкодисперсного осадка фторида кальция. Наблюдалось умеренное газовыделение. При этом наблюдалось разрушение образца, а также прирост в весе образца керна в пределах 35-65%.

После предварительной обработки керна указанным 10% раствором персульфата аммония разрушения образца не наблюдалось, газовыделение, а также осадкообразование отсутствовало, а изменение массы образца составляло порядка 10%. Данные по изменению массы после обработки раствором бифторида аммония представлены в табл.3.

Увеличение массы навесок, как и в предыдущем примере, происходит, очевидно, за счет образования солей с гелеобразной структурой. Солевой состав фильтратов после воздействия раствора бифторида аммония приведен в табл.4.

Пример 3. В способе декарбонизации углеводородсодержащих пластов и заколонного цемента, заключающемся в переводе содержащегося в них карбоната кальция в труднорастворимый сульфат кальция, осуществляют обработку перфорированной зоны указанных пластов сначала технологическим раствором состава, мас.%: персульфат аммония 7, поверхностно-активное вещество ПАВ (сульфонол) 1, вода 92, затем технологическим раствором состава, мас.%: бифторид аммония 15, хлорид аммония 5, ПАВ (сульфонол) 0,1, вода 79,9, затем осуществляют выдержку и дренирование скважины путем создания в ней 10 циклов депрессий-репрессий за время 8 часов, причем объем технологических растворов принимают равным объему пор обрабатываемой зоны

Рассмотренный способ декарбонизации углеводородсодержащих пластов при капитальном ремонте скважин позволяет сравнительно сильно увеличить проницаемость коллектора до значений, близких к первоначальным, а также дебит скважины. Декарбонизацию пластов осуществляют сравнительно недорогим технологическим раствором для перевода содержащегося в них карбоната кальция в гипс. Таким образом, решается поставленная задача разработки способа, позволяющего предотвратить растворение карбонатов кальция в ходе восстановления проницаемости коллектора углеводородсодержащего пласта, а также снизить возможность разрушения заколонного цемента за счет перевода растворимого в кислых средах карбоната кальция в нерастворимый сульфат кальция.

Способ декарбонизации углеводородсодержащих пластов и заколонного цемента, заключающийся в переводе содержащегося в них карбоната кальция в труднорастворимый сульфат кальция, характеризующийся тем, что осуществляют обработку перфорированной зоны указанных пластов сначала технологическим раствором состава, мас.%:

затем технологическим раствором, содержащим кислые агенты на основе плавиковой и соляной кислот или их солей с добавкой ПАВ, затем осуществляют выдержку и дренирование скважины путем создания в ней 10-14 циклов депрессий-репрессий за время 8-12 ч, причем объем технологических растворов принимают равным 1-1,2 объема пор обрабатываемой зоны