СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
COMPOSITION FOR TREATING THE BOTTOMHOLE ZONE OF THE BOREHOLE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины нагнетательных и добывающих скважин в низкопроницаемых карбонатных коллекторах.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт соляной кислоты (Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 420-432).
Недостатком известного способа является большая скорость взаимодействия ингибированной соляной кислоты с карбонатными компонентами породы и взаимодействие ее с глинистыми компонентами скелета пласта, сопровождающееся растворением окислов щелочных и щелочноземельных металлов и процессом гелеобразования с выпадением нерастворимых осадков, которое усиливается с ростом содержания соляной кислоты в рабочем растворе, что может привести к запечатыванию водонефтяных каналов.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий продавку кислотного реагента, содержащего, мас. %: соляную кислоту 8-76, фтористоводородную кислоту 1,5-18, поверхностно-активное вещество 0,3-2,5, ингибитор коррозии 0,1-2,0, растворитель - остальное, через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину (патент РФ №2346153, опубл. 10.02.2009).
Указанный способ не позволяет восстановить приемистость пласта за счет большой скорости взаимодействия с карбонатными компонентами породы используемых реагентов и недостаточной степени проникновения кислотного реагента в пласт. Кроме того, применяемые для обработки материалы не обеспечивают необходимого предотвращения кольматации призабойной зоны при дальнейшей эксплуатации скважины в том случае, если пластовые флюиды способны к отложению карбонатных солей, нефть способна к отложению асфальтено-смолистых компонент, пластовые флюиды содержат бактериальную микрофлору, порода пласта содержит минералы с высоким содержанием железа (например, анкерит) и глинистые минералы.
3
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2572401). Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас. %: соляную кислоту (в пересчете на HCl) 1,0-24,0; деэмульгатор 0,2-1,5; ингибитор коррозии 0,002-3,0; хлорид олова или меди или SCA-2000-M, или SCA-90-M, или аскорбиновую кислоту 0,2-5,0; воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с проницаемостью 0,5-400 мД включает закачку в скважину указанного выше кислотного состава в объеме 0,1-4,0 м на погонный метр перфорированной мощности пласта с последующей продавкой в глубь пласта, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции.
В предложенном изобретении решается задача восстановления и (или) увеличения проницаемости пласта за счет повышения глубины обработки, обработки низкопроницаемых зон пласта, предотвращения кольматации призабойной зоны продуктами реакции, предотвращения развития биоценоза, разглинизации призабойной зоны пласта.
10-16
1
2
3
4
1
10
21
16
33
2
3
4
3
+
-
Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны, содержащий соляную кислоту или грязевую кислоту, стабилизатор железа, воду, согласно изобретению дополнительно содержит многофункциональный реагент, представляющий собой соль алкил C триалкиламмония, общей формулы (RRRRN)An, где R=СН- СН, R=R=R=СН, An- = фосфонат, формиат или ацетат-ион, при следующем соотношении компонентов, об.%:
- соляная кислота, или грязевая кислота 10-24;
- указанный многофункциональный реагент 2-5;
- стабилизатор железа 0,5-1;
- вода - остальное.
Состав для обработки призабойной зоны может дополнительно содержать ингибитор коррозии в количестве 1-2% для снижения коррозионной агрессивности состава.
На фигуре представлен график набухаемости породы пласта в минерализованной воде.
Сущность изобретения.
Основной причиной, приводящей к резкому снижению фильтрационных характеристик продуктивного пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин, является воздействие при строительстве и ремонте скважин на породу и пластовые флюиды применяемых буровых растворов и других технологических жидкостей, а также физико-химические процессы, вызванные технологией и режимом эксплуатации скважин.
При обработке призабойной зоны скважины кислотными составами, содержащими компоненты, препятствующие вторичным осадкообразованиям, уменьшению коррозионной агрессивности, эмульсеобразованию и гидрофобизации породы пласта, а также при осуществлении технологий освоения скважины, т.е. удаление продуктов реакции, как правило, технологический эффект - восстановление или повышение проницаемости достигается. Однако при закачке рабочего агента в скважину, разрабатывающую пласт, флюиды (вода и нефть) способны к солеотложению и образованию асфальтено-смолистых компонент, содержащих бактериальную микрофлору, а порода пласта содержит железосодержащие и глинистые минералы, эффект от кислотной обработки скважины может быть не достигнут или быстро заканчивается.
При обработке призабойной зоны скважины ведут закачку в зону пласта кислотного состава - водного раствора, содержащего 10-24 об.% соляной или грязевой кислоты (грязевая кислота, производимая, например, по ТУ 2481-005-64298356-12), 2-5 об.% многофункционального реагента и 0,5-1 об.%. стабилизатора железа. Проводят технологическую выдержку на реагирование от 2 до 4 часов.
Закачка осуществляется при давлении ниже давления автоГРП, скорость закачки должна быть сопоставима или меньше скорости реакции кислотного состава, определяемой числом Дамкелера, равным 0,8-1.
Время контролируют по величине и скорости нарастания давления на устье скважины и считают достаточным, когда давление в скважине, достигнув максимального значения, начинает снижаться. При поинтервальной обработке технологическую выдержку назначают из расчета 2-3 часа на интервал. Затем проводят удаление продуктов реакции из обрабатываемой зоны.
10-16
1
2
3
4
1
10
21
16
33
2
3
4
3
+
-
Многофункциональный реагент представляет собой формиат (фосфонат или ацетат) алкил C триалкиламмония, общей формулы (RRRRN)An, где R=CH - СН, R=R=R=СН, An- = фосфонат (формиат или ацетат)-ион.
Заявляемые свойства раствора многофункционального реагента и концентрационные пределы исследовались экспериментально.
Многофункциональный реагент синтезировали следующим образом.
1
2
3
4
1
10
21
16
33
2
3
4
3
+
-
-
1. Синтез (RRRRN)An, где R=СН - СН, R=R=R=СН, An - формиат (I), фосфонат (II), и ацетат (III).
Раствор четвертичного аммониевого соединения (для синтеза использовали додецилтриметиламмоний хлорид) с концентрацией 10% мас. в 50 мл метилового спирта смешивали с 10% раствором фосфоната натрия (использовали динатриевую соль оксиэтилендифосфоната), или формиата натрия, или ацетата натрия в 30 мл метанола. Образовавшийся осадок хлорида натрия отфильтровывали, затем фильтрат упаривали. Полученное таким образом вещество представляло собой соль (ионная жидкость): соединение четвертичного аммониевого основания с кислотным остатком.
2. Полученные растворы использовали в экспериментах по определению их биоцидной активности, ингибирующей солеотложение способности, гидрофобизирующей способности, в фильтрационных экспериментах по определению эффективности растворения породы. Кислотные составы, составленные с использованием полученных реагентов, тестировали на коррозионную агрессивность и растворяющую способность.
Определение биоцидной активности многофункционального реагента.
Биоцидную активность определяли согласно РД 39-3-973-83 «Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод и оценка защитного и бактерицидного действия реагентов» и РД 39-0147103-350-89 «Оценка бактерицидной эффективности реагентов относительно адгезированных клеток сульфатвосстанавливающих бактерий при лабораторных испытаниях». Для культивирования бактериальной микрофлоры использовалась среда Постгейта "В".
7
3
Для тестирования использовалась накопительная культура СВБ, выделенная из пластовой воды. Титр накопительной культуры Т=10 кл./см.
Для оценки бактерицидной эффективности реагентов относительно планктонных форм СВБ в ряд маркированных пробирок объемом 20 мл наливали по 10 мл стерилизованной модель пластовой воды (МПВ) и по 1,0 мл накопительной культуры СВБ. В пробирки добавляли многофункциональный реагент (II) в дозировке 50, 100, 200, 500 и 1000 мг/л и выдерживали при комнатной температуре 24 часа. После выдержки из каждой пробирки отбирали по 1 мл жидкости и шприцем вводили в пенициллиновые флаконы с питательной средой. Флаконы на 14 суток помещали в суховоздушный термостат с температурой 32°С. О прорастании или отсутствии бактерий судили по появлению черного осадка сульфида железа. Сульфид железа образуется при реакции ионов железа, содержащихся в составе питательной среды, с сероводородом, образующимся в результате жизнедеятельности СВБ.
Результаты испытаний представлены в таблице 1.
2
Для оценки бактерицидной эффективности реагентов относительно адгезированных форм СВБ круглые металлические образцы с площадью поверхности 2 см шлифовали мелкой шкуркой и затем обрабатывали 70% раствором этанола. Подготовленные образцы собирали в батареи, помещали в стерильные цилиндрические ячейки, вносили среду Постгейта В и накопительную двух- трехсуточную культуру СВБ в количестве 5…10% от объема среды, закрывали герметично пробкой и помещали в термостат при температуре 32-34°С на 6-8 дней. За этот период инкубации на поверхности формируется биопленка, представляющая собой клетки СВБ, «зафиксированные» выделяемыми ими биополимерами.
В ряд маркированных стерильных пробирок заливали определенный объем стерилизованной МПВ и вводили дозированное количество испытуемого реагента. Образцы со сформировавшейся на них биопленкой доставали из пробирок стерильным пинцетом, помещали в пробирки с реагентом и герметично закрывали резиновой пробкой. Пробы выдерживали при комнатной температуре 24 часа.
2
Затем выдержанные в реагенте образцы с адгезированными клетками помещали во флаконы со стерилизованной моделью пластовой воды объемом 2 см. Флаконы устанавливали в ультразвуковую ванну и включали ультразвук на 1 минуту. За это время биопленка диспергируется в воду, при этом отрицательного воздействия на бактерии не происходит. После отстаивания дисперсии во флаконе, жидкость из верхней части флакона отбирали стерильным шприцем, вносили во флакон с питательной средой Постгейта В и инкубировали в термостате в течение 14 суток при температуре 32-34°С.
7
2
О росте и развитии СВБ судили визуально по образованию черного осадка сульфида железа во флаконе. Отсутствие черного осадка свидетельствует о полном подавлении роста адгезированных СВБ. Образец, не бывший в контакте с реагентом, служил для контроля роста бактерий. Для количественного определения концентрации СВБ на единицу поверхности металла образца использовали метод предельных разведений. Количество клеток на единицу поверхности в контрольном образце составило 10 кл/см.
Результаты испытаний представлены в таблице 1.
В результате проведенного лабораторного тестирования установлено, соли (I) - (III) проявляют высокую биоцидную активность по подавлению планктонных СВБ при дозировке более 200 мг/л и бактерицидную активность по подавлению адгезированных форм СВБ в дозировке более 1000 мг/л.
Определение ингибирующей солеотложение активности многофункционального реагента.
Ингибирующую солеотложение способность соединений (I), (II) и (III) определяли по методике, изложенной в РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения».
Для приготовления модели пластовой воды растворением соответствующих количеств солей в дистиллированной воде готовили два раствора по 1 л каждый:
- раствор на основе солей хлоридов натрия, кальция и магния,
- раствор на основе гидрокарбоната натрия.
Приготавливали раствор путем растворения 100 мг реагента в небольшом количестве дистиллированной воды с последующим доведением объема раствора до 100 мл в мерной колбе, таким образом, чтобы в 1 мл полученного раствора содержался 1 мг ингибитора.
В серию колб емкостью 100-150 мл помещали 50 мл раствора хлористых солей, добавляли требуемое количество соединений (I) - (III) затем в колбу приливали 50 мл раствора карбоната натрия. Для каждого соединения (I) - (III) проводили отдельные тесты
Пробы с веществами (I) - (III), содержащего 30 мг/л и без них - "холостая" проба, плотно закрывали пробками и термостатировали при температуре 90°С в течение 5 часов. После охлаждения проб отфильтровывали выпавший осадок. Остаточное содержание в растворе катионов кальция определяли трилонометрическим титрованием.
Эффективность ингибирования (Э, %) рассчитывали по формуле:
x
где C - содержание катионов кальция в "холостой" пробе, мг/л;
р
С - содержание катионов кальция в пробе с ингибитором после термостатирования, мг/л;
0
С - содержание катионов кальция в исходном растворе, мг/л.
Проводилось три параллельных определения эффективности ингибирования при каждой дозировке на модельных минерализованных водах гидрокарбонатно-натриевого (МПВ 1) и хлоридно-кальциевого типа (МПВ 2). Результаты представлены в таблице 2.
Определение гидрофобизирующей способности многофункционального реагента.
12
Гидрофобизирующую способность соединений (I) - (III) определяли по ингибированию набухаемости пластовой породы с использованием прибора Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. В качестве пластовой породы использовали дезинтегрированный керновый материал горных пород (15-17% глинистого материала) месторождения. Для сравнения характеристик набухания (% изменения объема) исследовали набухание материала породы пласта АС в водных растворах. Результаты по набуханию приведены на фигуре, из которой видно, что в присутствии многофункционального реагента (I), (II) и (III) происходит подавление набухаемости глинистого материала с высокой эффективностью.
Определение растворимости горной породы.
Для определения растворимости горной породы использовали натурные образцы кернового материала Одесского месторождения: 1 - образец, в. палеоцен, алевролит; 2 - образец, н. палеоцен, известняк; 3 - образец, н. палеоцен, известняк; 4 - образец, в. палеоцен, алевролит песчаник.
Был приготовлен кислотный состав с содержанием соляной кислоты 24 об.% со следующим содержанием компонентов
Оценку действия кислотного состава на керн производили по количеству растворенной породы в течение 24 часов заданного времени при пластовой температуре (53°С). Для исследований использовали керновый материал фракции 0,1-0,2 мм.
Результаты исследования растворяющей способности кернового материала в кислотном составе представлена в таблице 2а.
Таблица 2а – Потеря массы образца кернового материала в кислотном составе
№ образца керновогоматериала
Потеря массы образца керна за 24 ч,%
1 алевролит
7,4
2 известняк
80,8
3 известняк
81,6
4 песчаник
9,9
Отработанные растворы нейтрализовали 1н раствором NaOH с целью определения вторичного осадкообразования. В нейтрализованных растворах вторичного осадкообразования не происходило.
Определение коррозионной агрессивности кислотного состава (КС) с многофункциональным реагентом.
Определение коррозионной агрессивности КС проводили гравиметрическим методом с использованием стальных образцов по ГОСТ 9.506-87. Металлические образцы взвесили и поместили в стаканы с кислотными составами. Эксперимент проводили при 20°С в течение 24 часов и при 55°С в течение 5 часов.
Результаты эксперимента представлены в таблице 3.
Проведенные эксперименты позволяют обосновать концентрационные пределы для технологического раствора кислотного состава для обработки скважины, который представляет собой композиционную смесь с различным процентным содержанием соляной кислоты, многофункционального реагента (I) - (III), стабилизатора железа, например, лимонной кислоты, в следующих соотношениях, об.%:
соляная кислота 10-24;
многофункциональный реагент (I) - (III) 2-5;
стабилизатор железа 0,5-1;
вода - остальное.
Фильтрационные эксперименты с использованием КС с многофункциональным реагентом.
Фильтрационные эксперименты проводили с целью определения эффективности воздействия КС на карбонатные породы. В качестве контрольного эксперимента использовали образец породы 2. Порядок фильтрационных экспериментов был следующим:
1. Определение фильтрационно-емкостных характеристик кернового материала (геометрические размеры, пористость, проницаемость по газу)
2. Подготовка образцов керна (высушивание, определение веса образцов, создание остаточной водонасыщенности, определение проницаемости по газу с остаточной водонасыщенностью)
3. Проведение исследований на фильтрационной установке, моделирующей воздействие КС (постоянная скорость закачки, фиксация максимального давления закачки, расчет коэффициента изменения проницаемости)
Результаты фильтрационного эксперимента и условия его проведения приведены в таблице 4
Предлагаемый состав КС с реагентом многофункционального действия снижает коэффициент изменения проницаемости, по сравнению с соляной кислотой без модифицирующих добавок. В данном контексте это снижение следует рассматривать как положительный фактор, который позволяет предлагаемому КС обеспечить более глубокую обработку карбонатных коллекторов.