СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА
COMPOSITION FOR TREATMENT OF BOTTOMHOLE ZONE OF OIL AND GAS FORMATION

Область техники
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны ствола скважины с целью удаления фильтрационной корки, сформированной при фильтрации бурового раствора, при заканчивании скважины с открытым забоем.
Уровень техники
Буровые растворы, применяемые при работе в интервале продуктивного пласта, должны обладать определенными требованиями, обеспечивающими максимальную продуктивность скважины, а именно оказывать минимальное отрицательное воздействие на коллекторские свойства продуктивного пласта, обеспечивать безаварийное проведение работ, сохраняя стабильными технологические свойства на период ведения работ, а после окончания работ должны полностью удаляться из призабойной зоны пласта и из скважины.
Восстановление коллекторских свойств продуктивного пласта возможно только в результате удаления фильтрационной корки, сформированной при фильтрации бурового раствора в пласт в процессе первичного вскрытия. Удаление фильтрационной корки возможно за счет биологической или химической деструкции реагентов, входящих в состав бурового раствора и формирующих фильтрационную корку.
Из уровня техники известен состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта с целью удаления фильтрационной корки после бурения биополимерными растворами (см. М. Терещук, П. Никитин. Обработка призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым забоем брейкерным составом EZY-FLOW. Журнал «Бурение и нефть» №03 (Март), 2018 г.), включающий прекурсор, выступающий в роли генератора слабоорганической кислоты, регулятор рН, неионогенный ПАВ и энзим.
Недостатком данного состава является то, что основной компонент состава - прекурсор, выступающий в роли генератора слабоорганической кислоты, поставляется в жидкой форме, что затрудняет его доставку к месту бурения. Также при температуре окружающей среды ниже минус 20°С данный компонент кристаллизуется, что ведет к дополнительным затратам ресурсов для его размораживания.
9-12
Известен состав для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта (см. патент РФ на изобретение RU 2467163, 20.11.2012), включающий следующие компоненты, мас. %: перекисное соединение, выбранное из пероксогидрата мочевины или пероксоборат натрия, или перкарбонат натрия - 0,5-3,0; гидрокси-карбоновая кислота, выбранная из лимонной или гликолевой, или молочной кислоты - 5-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество, выбранное из оксанола, или неонола АФ - 0,005-0,02, минерализованная вода - остальное. Кислотный технологический состав может дополнительно включать 12,5%-ный раствор соляной кислоты в количестве 3-10 мас. %. В качестве минерализованной воды кислотный технологический состав содержит водные растворы хлоридов калия и/или натрия, и/или аммония, и/или формиатов калия или натрия, в концентрации солей, обеспечивающей плотность кислотного технологического состава, равную плотности бурового раствора, используемого при вскрытии продуктивного пласта, или отличающуюся от нее не более чем на 10%.
Недостатком указанного состава является отсутствие возможности контроля скорости и времени начала реакции растворения кислоторастворимых кольматантов и разрушения полисахаридов, входящих в состав фильтрационной корки (далее - реакции). Контроль времени начала реакции необходим при открытых стволах большой длины, а также при проведении ремонтных работ на скважине, поскольку реакция должна начинаться после полного закачивания состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта в интервал открытого ствола. Также к недостаткам изобретения относится использование лимонной кислоты в составе, что может вызывать вторичные нерастворимые осадки, такие как цитрат кальция, которые будут снижать эффективность удаления фильтрационной корки.
2
2
2
2
2
2
Наиболее близким аналогом изобретения является состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, описанный в патенте РФ на изобретение RU 2242603, 20.12.2004. Состав включает воду с рН 0,5-14, пероксосольват фторида калия KF⋅НО и гидрофторид калия KHF при следующем соотношении компонентов состава, мас. %: KF⋅НО - 0,7-20,0, KHF - 0,5-20,0, вода - остальное. Состав дополнительно может включать для воды с рН менее 7 соляную кислоту в качестве кислотного компонента, а для воды с рН более 7 - гидроксид калия в качестве щелочного компонента. Кроме того, дополнительно могут вводится - ионогенные или неионогенные поверхностно-активные вещества или их смесь в количестве 0,01-5,0 мас. % и ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас. %.
Недостатком указанного состава является его низкая эффективность при удалении фильтрационной корки и не возможность контроля скорости и времени начала реакции растворения кислоторастворимых кольматантов и разрушения полисахаридов, входящих в состав фильтрационной корки.
Раскрытие сущности изобретения
Общей технической проблемой, на решение которой направлено заявленное изобретение, является низкая эффективность и сложность применения существующих составов применительно к удалению фильтрационной корки бурового раствора.
Технический результат изобретения заключается в обеспечении возможности контроля скорости и времени начала реакции растворения фильтрационной корки в диапазоне от 2 до 24 часов при обработке призабойной зоны нефтегазового пласта, повышении равномерности удаления фильтрационной корки, предотвращении образования вторичных нерастворимых осадков, а также упрощении процессов транспортировки и применения состава.
2
2
4
3
Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: пероксосольват фторида калия KF⋅HO, - 0,7-15,0; нитрат аммония NHNO - 0,5-15,0; вода - остальное.
В частных случаях реализации изобретения, для обеспечения рН состава менее 7 состав может дополнительно содержать кислотный компонент - соляную кислоту в количестве 0,001-0,5 мас. %; для обеспечения рН состава более 7 состав может дополнительно содержать щелочной компонент - гидроксид калия в количестве 0,001-0,2 мас.%.
В одном из частных случаев реализации изобретения, состав может содержать ингибитор коррозии из числа обычно используемых в нефтедобывающей промышленности, например ИКУ-1М, в количестве 0,01-5,0 мас.%, для придания дополнительных ингибирующих свойств по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
В другом частном случае реализации, состав может содержать поверхностно-активные вещества ПАВ в количестве 0,01-5,0 мас.% для снижения скорости растворения породы коллектора, повышения отмывающих свойств. В качестве ПАВ применимы как ионогенные, например алкилфосфаты, так и неионогенные, например АФ9-12 ПАВ, или их смеси.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, состав может содержать энзимы в количестве 0,5-5,0 мас.%, которые представляют собой α-амилазы, для увеличения скорости разложения полисахаридов. Данная группа энзимов относится к гигдролазам и катализирует гидролиз 1-4 гликозидных связей полисахаридов.
Достижение указанного технического результата обусловлено следующим. При контакте пероксосольвата фторида калия с фильтрационной коркой выделяется окислитель, способствующий растворению кислоторастворимых кольматантов, а также разрушению полисахаридов. Концентрация окислителя является постоянной на всем протяжении реакции, что способствует равномерному удалению фильтрационной корки. Для контроля времени начала реакции, скорости реакции, а также предотвращения образования вторичных нерастворимых осадков использован нитрат аммония, который увеличивает скорость протекания лимитирующей стадии реакции в следствие процесса гидролиза. Процесс гидролиза нитрата аммония запускает пероксосольват фторида калия. Изменяя концентрацию нитрата аммония, можно регулировать время начала реакции, а также скорость реакции растворения кислоторастворимых кольматантов и разрушения полисахаридов, при этом действие состава не основывается на экзотермической реакции. Поскольку все реагенты состава поставляются на места бурения в сухом виде и не требуют особых условий перевозки, достигается упрощение процесса транспортировки. Кроме того, использование малокомпонентного состава с хорошей растворимостью компонентов даже без дополнительного перемешивания позволяет упростить процесс применения состава.
Осуществление изобретения
Описанный состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по изобретению может быть использован в широком диапазоне пластовых температур.
Ниже в качестве примеров приведены варианты приготовления состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта в лабораторных условиях.
3
Вариант №1: берется 165 мл водопроводной воды, в ней растворяется при перемешивании на верхнеприводной мешалке 25 г хлорида калия, затем добавляется 1,31 г пероксосольвата фторида калия, 1,28 г нитрата аммония, 0,05 г гидроксида калия и 0,52 г энзима. Общий объем состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет при этом 175 мл. В процессе приготовления происходит постоянное перемешивание на верхнеприводной мешалке. Итоговая плотность состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 1,07 г/см.
3
Вариант №2: берется 166 мл водопроводной воды, в ней растворяется при перемешивании на верхнеприводной мешалке 6,5 г хлорида калия, затем добавляется 14,0 г пероксосольвата фторида калия, 13,7 г нитрата аммония. Общий объем состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 175 мл. В процессе приготовления происходит постоянное перемешивание на верхнеприводной мешалке. Итоговая плотность состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 1,07 г/см.
3
Вариант №3: берется 160 мл водопроводной воды, добавляется 26,3 г пероксосольвата фторида калия, 25,7 г нитрата аммония, 0,1 мл однонормальной соляной кислоты, 0,2 мл ПАВ АФ9-12 и 0,2 мл ингибитора коррозии ИКУ-1М. Общий объем состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 175 мл. В процессе приготовления происходит постоянное перемешивание на верхнеприводной мешалке. Итоговая плотность состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта составляет 1,09 г/см.
Для приготовления состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по изобретению пригодна любая вода - пресная, минерализованная, пластовая и т.д., или их смеси.
Для подтверждения описанных выше свойств состава для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по изобретению проводили испытания по удалению фильтрационной корки, сформированной буровым раствором при температурах 25±2°С и 80±2°С. Значения температур 25±2°С относятся к сложным условиям на буровой и часто встречается в Восточной Сибири. Значения температур 80±2°С являются стандартными для Западной Сибири, где сосредоточен большой массив месторождений нефти в России.
3
Метод испытания основан на визуальном определении степени удаления фильтрационной корки бурового раствора после воздействия составом для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта. Испытание включает последовательное насыщение керамического диска раствором хлорида калия (с концентрацией 75 кг/м), формирование фильтрационной корки бурового раствора при 25±2°С и 80±2°С, выдерживание фильтрационной корки в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта при 25±2°С и 80±2°С. Качество удаления кислоторастворимых кольматантов определяется однонормальным раствором соляной кислоты: если не происходит выделения пузырьков газа - кислоторастворимые кольматанты полностью удалены. Качество разрушения полисахаридов определяется 0,05 нормальным раствором йода: при наличии остатков полисахаридов, раствор йода окрашивается в интенсивный синий цвет.
Приготовление бурового раствора осуществлялось согласно рецептуре, представленной в таблице 1. В таблице 2 представлены параметры бурового раствора.
После приготовления бурового раствора осуществлялось формирование фильтрационной корки на керамических дисках.
Керамический диск (например, фирмы OFITE каталожный номер 170-51), предварительно вымоченный не менее 20 минут в рассоле хлорида калия (75 г/л), помещался в фильтр-пресс высокой температуры/высокого давления на 175 мл (например, фирмы OFITE каталожный номер 170-00-7). В ячейку фильтр-пресса с керамическим диском заливался буровой раствор объемом 175 мл, ячейка закрывалась, нагревалась до 80±2°С, выдерживалась в течение 45 минут для полного прогрева раствора, создавался перепад давления 500 psi (34 бар) и производилась фильтрация бурового раствора и нарабатывание фильтрационной корки в течение 30 мин.
Диск со сформировавшейся фильтрационной коркой помещался в состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, приготовленный в соответствии с представленными выше вариантами, объемом 175 мл. Далее диск ставили в печь при температуре 25°С в герметично закрытой емкости.
Диск со сформировавшейся фильтрационной коркой помещался в состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, приготовленный в соответствии с представленными выше вариантами, объемом 175 мл. Далее диск ставили в печь при температуре 80°С в герметично закрытой емкости.
Результаты испытаний составов для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта приведены в таблицах 3 и 4. Примеры, приведенные ниже, иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.
Пример 1 (таблица 3). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №1 при температуре 25°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 23 часа.
Пример 2 (таблица 3). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №2 при температуре 25°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 8 часов.
Пример 3 (таблица 3). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №3 при температуре 25°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 5 часов.
Пример 4 (таблица 4). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №1 при температуре 80°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 18 часов.
Пример 5 (таблица 4). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №2 при температуре 80°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 5 часов.
Пример 6 (таблица 4). Керамический диск со сформированной фильтрационной коркой выдерживали в составе для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по варианту приготовления №3 при температуре 80°С. Применение состава полностью удалило кислоторастворимые кольматанты и полисахариды. Время отсрочки реакции составило 2 часа.
Как видно из таблиц 3 и 4, изменение концентрации нитрата аммония приводит к различному времени начала реакции. За 48 часов состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта по изобретению полностью визуально удаляет фильтрационную корку с керамического диска. Через 48 часов наблюдается полное отсутствие кислоторастворимых кольматантов и полисахаридов.