Технология реагентной разглинизации скважин связана с использованием технологических растворов, эффективно воздействующих на глинистые кольматирующие отложения.

Оптимальные условия их применения определяются минералогическим составом глинистых образований, наличием высокомолекулярных соединений органического происхождения в перфорированной прискважинной зоне, гидродинамическими параметрами пласта, его нефтеи газонасыщенностью, физико-химическими свойствами флюидов и рядом других факторов. Причем значительное влияние на скин-эффект скважины оказывает наличие кольматирующих глинистых образований.

Разрушение глинистых образований

Природа и характер взаимодействия между элементарными частицами и микроагрегатами глинистых минералов всецело определяются структурными связями, возникающими в свежеотложившемся глинистом осадке.

Современные представления о формировании структурных связей в глинистом осадке основаны на том, что их формирование происходит под влиянием физических и химических процессов, приводящих к возникновению на контактах частиц сложных взаимодействий различной природы и энергии (магнитное, дипольное, капиллярное, молекулярное, ионно-электростатическое и химическое взаимодействия).

Кинетика разрушения глинистых образований во многом определяется кристаллохимическими особенностями минералов, их слагающим составом и концентрациями реагентов, рН среды, ее температурой и рядом других условий (пластовое давление, газовый фактор, литологический состав нефтенасыщенных пород и их фильтрационные свойства). В перфорированной околоскважинной зоне выделенные факторы действуют практически одновременно, что затрудняет дифференцированную оценку эффективности каждого из них.

Влияние реакции среды на устойчивость глинистых агрегатов рассматривали различные авторы. В.И. Осиповым исследовался процесс искусственного осадкообразования в суспензиях каолинитовой, гидрослюдистой и монтмориллонитовой глин при различных значениях рН среды. Влияние рН среды на устойчивость глинистых агрегатов Д. Дривер рассматривает с позиций изменения величины поверхностного заряда частиц и, соответственно, емкостей катионного и анионного обменов.

Лабораторные исследования

Авторами в лабораторных условиях была изучена эффективность воздействия на глинистые кольматирующие образования растворов с полярными значениями реакции среды. В исследованиях использовали глину монтмориллонитовую Махарадзевского месторождения Грузии, глину смешанного состава и каолинитовую глину Глуховецкого месторождения Украины. В ходе лабораторных экспериментов была произведена оценка растворяющей способности алюмосиликатов в условиях последовательной обработки образцов глин растворами с полярными значениями рН: 10%-ный бисульфата натрия NaHSO₄•H₂O, pH=0,95 и 10%-ный бикарбонат натрия NaHCO₃, pH=8,85.

Образцы глин массой 2 г обрабатывали растворами объемом 50 мл в статических условиях, после чего отделяли осадок фильтрованием и в фильтрате определяли содержание Si₂O₃ и Al₂O₃. Для определения содержания Si₂O₃ использовались гравиметрический и фотометрический методы, а содержание Al₂O₃ определяли фотометрическим методом с использованием сульфонитразо ДАФ.

Результаты определения содержания оксидов кремния и алюминия в исследуемых образцах глин представлены в таблице 1, а содержания алюмосиликатов в растворах бикарбоната, бисульфата натрия и их различных сочетаний – в таблице 2.

Таблица 1: Содержание Si₂O₃ и Al₂O₃ в типах образцов глин

Таблица 2: Содержание Si₂O₃ и Al₂O₃ в растворах после обработки глин

Как видно из представленных данных, в общем случае растворение алюмосиликатов раствором бисульфата натрия на 43% эффективнее, чем раствором бикарбоната натрия. При последовательной обработке глин рассматриваемыми растворами эффективность растворения алюмосиликатов возрастает в среднем в 2,8 раза.

Таким образом, результаты исследований по растворению алюмосиликатов путем чередования растворов со щелочной и кислой реакциями свидетельствуют о достаточной эффективности такой технологии разглинизации.

Испытания на Муравленковском месторождении

Экспериментальные кислотнощелочные обработки скважин были произведены на Муравленковском месторождении нефти.

Месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьск в зоне Средне-Обской и Надым Пургской нефтеносных областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке простирания с более крутым восточным крылом. На месторождении открыты 1 газовая залежь в сеноманских отложениях и 3 нефтяные залежи в валанжинских отложениях. Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2 450 - 2 660 м и приурочены
к верхней части мегионской свиты, представленные переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Кровля продуктивных пластов располагается в своде на абсолютных отметках от 2 465 до 2530 м, ВНК – от 2 505 до 2 595 м. Песчаник мелкозернистый, тип цемента преимущественно контактный, в различной степени карбонатный. Средние значения коэффициентов: пористости 18%, проницаемости 36 мД, расчлененности 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81 - 840С. Нефти малосернистые (0,39 - 0,56%), малопарафинистые (2,93 - 3,68%), малосмолистые (3,9 - 7,6%). Плотность нефти 847 - 893 кг/м³, вязкость – 1,25 спз, среднее газосодержание 62 м3/м³.

При экспериментальных обработках скважин была принята следующая технологическая схема подачи растворов: кислотный состав – буферный состав – щелочной состав – буферный состав – кислотный состав.

В качестве кислотных составов использовали соляную кислоту 12%-ной концентрации и бисульфат натрия водный 10%-ной концентрации с добавками ПАВ и ингибитора коррозии. Объем раствора изменялся в пределах 0,5 - 1,5 м³ на 1 пм перфорированной толщи.

Буферная жидкость состояла из раствора ПАВ 1%-ной концентрации. Объем раствора изменялся в пределах 1,2 - 2 м³ на 1 пм перфорированной толщи. Выдержка раствора на реакцию не производилась.

В качестве щелочного раствора использовали раствор гидроксида натрия концентрацией в пределах 1 - 10%.

Результаты обработок 17 добывающих скважин Муравленковского месторождения нефти представлены в таблице 3. Статистический анализ результатов кислотно-щелочной обработки показывает, что дополнительная добыча нефти составила 48 529 тонны, т. е. в среднем на одну скважину 2849 тонн, а дебит скважин в среднем увеличился в 3,9 раза.

Таблица 3: Эффективность реагентной разглинизации скважин Муравленковского месторождения

Выводы

Анализ эффективности экспериментальной технологии разглинизации нефтяных скважин кислотнощелочными растворами (на примере Муравленковского месторождения) позволил сформулировать следующие рекомендации по применению чередующихся растворов:

• Объем кислотного раствора рекомендуется принимать в пределах 0,5 - 1,5 м³ на 1 пм перфорированной толщи. Время выдержки каждого раствора в пласте в пределах 1,5 - 2 часов.
• Оптимальная концентрация раствора гидроксита натрия составляет 2%. Объем раствора щелочного раствора должен быть равен объему кислотного раствора, и время выдержки раствора рекомендуется принимать в пределах 1 - 1,5 часов.
• Объем буферного раствора ПАВ 1%-ной концентрации должен в 2 раза превышать объем кислотного, а также щелочного раствора и в пласте не выдерживается.