СПОСОБ УДАЛЕНИЯ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЙ ИЗ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПОСЛЕ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРА
METHOD FOR COLMATAGE REMOVAL FROM BOTTOMHOLE FORMATION ZONE UPON FIRST OPENING TO RESTORE PERMEABILITY AND POROSITY OF HEADER

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству и заканчиванию скважин, к интенсификации добычи нефти и газа, и касается способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного пласта после использования в интервале продуктивного пласта бурового раствора на основе высокомолекулярных соединений.
Для понимания существа вопроса следует пояснить следующее. Буровые растворы, применяемые при первичном вскрытии в интервале продуктивного пласта, должны обладать определенными требованиями, 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 (ПЗП) и из скважины.
Восстановление коллекторских свойств продуктивного пласта возможно только в результате разрушения фильтрационной корки и зоны кольматации, сформированной при фильтрации бурового раствора в пласт в процессе первичного вскрытия. Разрушение фильтрационной корки и зоны кольматации, а также технологической жидкости возможно за счет биологической или химической деструкции реагентов, входящих в состав бурового раствора и формирующих фильтрационную корку и зону кольматации. В качестве деструкторов (разрушителей) известно использование кислот, энзимов (ферментов), хелатов, окислителей.
После вскрытия продуктивного пласта, например, горизонтальным стволом, наиболее оптимальная продуктивность достигается при заканчивании скважины открытым стволом (т.е. без цементирования интервала продуктивного пласта), но обязательным условием при этом является равномерное и полное удаление фильтрационной корки на стадии освоения скважины.
Традиционный способ первичного вскрытия продуктивного пласта горизонтальной, а также пологой скважины и восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта (уже в процессе ее освоения) при заканчивании скважины открытым стволом включает следующие операции:
1. Первичное вскрытие продуктивного пласта:
проводят с промывкой скважины специальным буровым раствором (технологической жидкостью), в состав которого обычно входят полисахаридные полимеры (биополимер, крахмал, эфиры целлюлозы), кислоторастворимые кольматанты различной фракции (обычно фракционированная мраморная крошка), минерализованная вода необходимой плотности. Для обеспечения выноса и удержания шлама (выбуренной породы) из горизонтального (или пологого) ствола скважины буровой раствор должен иметь повышенные структурно-реологические свойства, что впоследствии затрудняет удаление его из горизонтального ствола на стадии освоения;
2. Исследовательские работы в стволе скважины:
после вскрытия продуктивного пласта производят подъем бурового инструмента, спуск геофизического оборудования, проведение геофизических исследований (ГИС) в среде бурового раствора, подъем оборудования;
3. Подготовка ствола скважины к освоению:
производят спуск бурового инструмента, промывку ствола скважины циркуляцией бурового раствора с целью очистки ствола и забоя скважины от шлама, замену бурового раствора на минерализованную воду, подъем бурового инструмента;
4. Освоение скважины:
- спуск насосно-компрессорных труб (НКТ);
- закачка через НКТ специальной деструктурирующей жидкости (жидкости освоения) в интервал продуктивного пласта для разрушения фильтрационной корки и очистки призабойной зоны пласта;
- выдержка жидкости для прохождения реакции;
- удаление промывкой продуктов реакции;
- вызов притока снижением уровня жидкости в стволе скважины (свабированием или компрессированием).
Для достижения максимальной продуктивности скважины за счет восстановления проницаемости призабойной зоны все кольматирующие образования из призабойной зоны должны быть удалены.
Известен способ технологической обработки ствола скважины для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта путем использования для этих целей кислотных обработок. Соляно-кислотные обработки достаточно эффективны, если коллектор вскрывается вертикально. По мере роста угла наклона скважины их эффективность падает, а для горизонтальных интервалов, по имеющимся оценкам, кислотному воздействию подвергается не более 10-12% интервала (см. А.Б. Харитонов Обработка призабойной зоны - система N-FLO. Опыт применения в России. - Бурение и нефть. №6, 2010, с.10-12). Кроме того, будучи сильной кислотой, при первом контакте с фильтрационной коркой соляная кислота мгновенно вступает в реакцию с карбонатной составляющей корки и с породой пласта, образуя в породе каналы, по которым остальная кислота распространяется не вдоль ствола скважины (интервала обработки), а перпендикулярно ему (в горизонтальных и пологих скважинах). В результате полимерные реагенты в фильтрационной корке остаются не разрушенными.
Проблему представляют также вторичные и третичные химические реакции, приводящие к осаждению в поровом пространстве нерастворимых солей. Помимо этого соляная кислота растворяет хлорит - один из наиболее распространенных глинистых минералов, в том числе в коллекторах. В случае, если коллектор отделен от водоносного пласта глинистой перемычкой с высоким содержанием хлорита, велика вероятность ее нарушения и, как следствие, обводнение коллектора. Для повышения времени контакта кислоты с породой используют слабые органические (например, уксусную, лимонную и реже молочную кислоты) и неорганические кислоты (обычно фосфорсодержащие кислоты, чаще ортофосфорную кислоту) и композиции на их основе. Однако эффективность обработки горизонтального интервала, особенно протяженного, остается крайне невысокой.
Таким образом, основные требования, предъявляемые к технологическим составам для удаления кольматирующих образований из ПЗП горизонтального ствола, следующие:
- равномерность распределения указанного состава по всему горизонтальному стволу;
- равномерность обработки всего интервала (деструктурирующее воздействие ко всем кольматирующим образованиям);
- низкая скорость реакции для предотвращения прорывов состава;
- инертность по отношению к глинистым минералам коллектора;
- предотвращение вторичных осадкообразований;
- предотвращение образования эмульсий.
Известны способы деструкции технологических жидкостей, в состав которых входят высокомолекулярные соединения, за счет ввода реагентов-окислителей или ферментов, ограничивающих сроки существования технологических жидкостей.
Так, например, известна промывочная жидкость для вскрытия пласта, содержащая водный раствор крахмалопродуктов, в котором для ускорения деструкции крахмалопродуктов дополнительно вводятся амилолитические ферменты при следующем соотношении ингредиентов, вес.%: крахмалопродукты 3,0-5,0; амилолитические ферменты 0,01-0,1; вода - остальное. Амилолитические ферменты вводят в промывочную жидкость за 5-6 часов до требуемого момента деструкции, за этот период происходит расщепление молекул крахмала (Авт. свид. СССР №642352, кл. C09K 7/00, от 1979 г.).
Известны полисахаридные гели для гидравлического разрыва пласта, в которых в качестве деструкторов используются окисляющие компоненты, такие как персульфат аммония, персульфаты, перкарбонаты и пербораты щелочных металлов. Для регулирования процесса деструкции при температурах ниже 52°C дополнительно используются, например, аминосоединения (Патент США № 4250044, НКИ 252-8.551, 2.1981; Патент США № 4560486, НКИ 252-8.551, 12.1985 и Патент США № 5106518, НКИ 252-8.551, 4.1992). При температурах пласта выше 60°C к перечисленным окислительным деструкторам необходимо добавлять реагенты, замедляющие деструкцию, например акцепторы свободных радикалов. В качестве замедлителей деструкции при температурах выше 60°C предлагается добавлять такие акцепторы свободных радикалов, как нитрит натрия, ненасыщенные спирты и фенолы (Патент США № 4610795, НКИ 252-8. 551, 9. 1986).
Известен также состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, включающий полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин и деструктор - окисляющий компонент (персульфат аммония или персульфат, перкарбонат и перборат щелочных металлов), и четвертичные аммониевые соединения, в качестве которых используют катамин АБ или гидрофобизатор нефтенол ГФ (Патент РФ №2173772 E21B 43/26, 1999). Четвертичные аммониевые соединения ингибируют процесс деструкции при повышенных температурах, а в сочетании с диэтаноламином позволяют плавно проводить деструкцию в интервале температур от 10 до 95°C, а также снижают набухаемость глин.
Также известен способ восстановления проницаемости призабойной зоны скважины путем введения окислителя в интервал с пониженной проницаемостью, образовавшейся за счет накопившегося на поверхности стенки скважины или подземной формации высокомолекулярного полимера, и выдерживания окислителя в контакте с высокомолекулярным полимером до частичного разложения полимера. В качестве окислителя высокомолекулярных соединений предложен водный раствор перекиси водорода в концентрации 10-60 г/л, или водный раствор перекиси водорода, в который дополнительно включены добавки реагентов, содержащих катионы переходных металлов, например свинец, хром, железо, медь или их смеси (Авт. свид. СССР №1519531 E21B 43/22, от 1985).
Из уровня техники известен способ восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, закольматированного полимерсодержащим буровым раствором в процессе бурения, с использованием состава, содержащего полиакрил амид, неионогенное ПАВ, реагент на основе перекисного соединения и минерализованную солями калия и/или натрия воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: полиакриламид - 0,0003-0,0015; неионогенное ПАВ - 0,003-0,01; реагент на основе перекисного соединения - 0,1-0,5; минерализованная солями калия и/или натрия вода - остальное (Патент РФ №2133258, C09K 7/00; E21B 43/22, опубл. 1999). В качестве реагента на основе перекисного соединения состав содержит пероксигидрат мочевины или пероксоборат натрия.
Состав позволяет разрушать фильтрационные корки, сформированные полимерными реагентами, входящими в состав бурового раствора, а также предотвращать образование водонефтяной эмульсии при поступлении пластовых флюидов в ствол скважины и разрушать водонефтяную эмульсию, поступающую из пласта.
Недостатком известных способов и составов с использованием окислителей является то, что они не позволяют полностью разрушить фильтрационные корки в ПЗП и обеспечить приток по всему интервалу продуктивного пласта, поскольку предназначены только для разрушения высокомолекулярных полимеров, но не эффективны в отношении кольматирующих образований на основе карбоната кальция (молотого мрамора, мела) или других кольматантов, входящих в состав буровых растворов для вскрытия продуктивного пласта.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта, включающий закачку кислотного технологического раствора, выдержку его в пласте на реакции и последующее удаление из пласта продуктов реакции, при этом используемый кислотный технологический раствор содержит, масс.%: соль серокислородсодержащей кислоты - персульфат калия или персульфат натрия, или персульфат аммония 1,0-5,0; ПАВ-кислотный реагент 10,0-50,0 и воду - остальное, а ПАВ-кислотный реагент является смесью следующих компонетов, мас.%: Нефтенол К - 0,1-1,0; сульфаминовая кислота - 1,0-10,0; лимонная кислота 0,1-1,0; ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метил-этилкетон 0,05-3,0; одноатомный или многоатомный спирт 0,0-40,0; вода - остальное (Патент РФ №2283952, E21B 43/27, от 2006).
Результат по удалению кольматирующих образований из призабойной зоны пласта в известном способе достигается за счет введения в кислотный технологический раствор необходимого количества окислителя персульфата калия, или натрия, или аммония, разрушающих и диспергирующих глинистые частицы, снижающих коэффициент набухания глин, разрушающих водорастворимые полимеры, и за счет введения ПАВ-кислотного реагента, содержащего многокомпонентную смесь анионных и катионных ПАВ разного химического строения: Нефтенол К, снижающий поверхностное натяжение, препятствующий образованию эмульсий и осадков при контакте кислотного технологического раствора с углеводородами, также содержащий сульфаминовую и лимонную кислоты, которые поддерживают низкое значение pH, способствуют разрушению глины и препятствуют образованию вторичных осадков; ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон, которые позволяют снизить коррозионную активность персульфатов и кислот, и вода, а также одноатомные или многоатомные спирты, позволяющие снизить температуру застывания ПАВ-кислотного реагента и повысить технологичность обработки в зимних условиях.
Недостатком применения указанного способа является его недостаточная эффективность, поскольку в результате реакции окисляющего компонента известного кислотного технологического раствора (солей серокислородсодержащей кислоты) с карбонатами и минерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа возможно образование вторичных осадков в присутствии сульфат-ионов, приводящих к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта.
Кроме того, использование в известном кислотном технологическом растворе смеси анионоактивных и катионоактивных ПАВ препятствует образованию эмульсий при контакте известного состава с углеводородами, но не предотвращает их образование при контакте с минерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа и углеводородами. Низкая плотность используемого кислотного технологического раствора из-за гравитационных эффектов не обеспечивает равномерность вытеснения бурового раствора и обработки всего интервала горизонтального ствола. Многокомпонентность кислотного технологического раствора и использование жидких компонентов для его приготовления снижают технологичность его приготовления и использования в промысловых условиях.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности и технологичности способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости (бурового раствора), содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты, путем обеспечения комплексного воздействия на кольматирующие образования в призабойной зоне пласта химическим реагентом, вводимым в циркулирующий буровой раствор на заключительном этапе подготовки ствола скважины к освоению (после спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины), и кислотным технологическим составом на этапе освоения скважины.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора, включающим закачку в скважину кислотного технологического состава, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции, при этом новым является то, что до закачки в скважину кислотного технологического состава после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением в буровой раствор, содержащий высокомолекулярные соединения и кольматант и используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта, по циркуляции вводят смесь неионогенного поверхностно-активного вещества с сульфаминовой кислотой в их массовом соотношении 0,003-0,005:1 соответственно в количестве 1-3 масс.%, далее после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав и выдерживают последний на реакции не менее четырех часов, причем в качестве кислотного технологического состава используют состав со следующим содержанием компонентов, масс.%:
перекисное соединение
0,5-3,0
сульфаминовая кислота
5,0-10,0
неионогенное поверхностно-активное вещество
0,005-0,02
минерализованная вода
остальное
при этом плотность указанного кислотного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%.
В качестве перекисного соединения кислотный технологический состав содержит пероксогидрат мочевины, или пероксоборат натрия, или перкарбонат натрия.
9-12
В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества кислотный технологический состав содержит неонол АФ или LML-4312.
Кислотный технологический состав дополнительно содержит 12,5%-ный раствор соляной кислоты в количестве 3-10 масс.%.
В качестве минерализованной воды кислотный технологический состав содержит водные растворы хлоридов или формиатов калия, и/или натрия, и/или аммония в концентрации солей, обеспечивающих плотность кислотного технологического состава, равную плотности бурового раствора, используемого при вскрытии продуктивного пласта, или отличающуюся от нее не более чем на 10%.
В качестве бурового раствора, содержащего высокомолекулярные соединения, используют малоглинистый или безглинистый буровой раствор, обработанный ксантановым биополимером или крахмалом.
Буровой раствор дополнительно содержит кольматант - фракционированную мраморную крошку или мел.
Указанный технический результат достигается за счет следующего.
Комплексное воздействие при использовании предлагаемого способа обеспечивает вначале подготовку горизонтального (пологого) ствола скважины к последующему замещению на кислотный технологический состав путем максимального снижения структурно-реологических свойств бурового раствора при сохранении способности фильтрационной корки препятствовать проникновению бурового раствора в ПЗП до установки кислотного технологического состава, и затем более равномерное воздействие кислотного состава на кольматирующие образования в процессе освоения, при одновременном упрощении рецептуры состава, исключении образования вторичных осадков и эмульсий.
Предварительная обработка бурового раствора смесью неионогенного ПАВ и сульфаминовой кислоты позволяет частично дестабилизировать буровой раствор за счет растворения карбонатов (кольматантов) и кислотного гидролиза полимеров, в результате чего снижаются структурно-реологические свойства бурового раствора и, как следствие, облегчается очистка горизонтального (пологого) ствола скважины в турбулентном режиме и замещение на кислотный технологический состав. Присутствие неионогенных ПАВ препятствует образованию эмульсии в стволе скважины при изменении режима циркуляции бурового раствора (при турбулентном режиме циркуляции бурового раствора вероятность образования эмульсии выше, чем при ламинарном потоке). Одновременно частичное растворение карбонатов и гидролиз полимеров происходит и в фильтрационной корке, в результате чего фильтрационная корка частично разрушается (разрыхляется), что впоследствии способствует более равномерному взаимодействию указанного кислотного состава с кольматирующими образованиями в призабойной зоне пласта (ПЗП). Но при этом до установки кислотного технологического состава сохраняется способность фильтрационной корки препятствовать проникновению бурового раствора в ПЗП.
Благодаря тому что при реализации предлагаемого способа используют кислотный технологический состав, содержащий сульфаминовую кислоту в совокупности с одним из предложенных перекисных соединений, неионогенным поверхностно-активным веществом (ПАВ) и минерализованной водой, обеспечивается эффективная, равномерная обработка и растворение кольматирующих образований даже в горизонтальных и пологих скважинах, при этом одновременно упрощается рецептура состава, исключается образование вторичных осадков и эмульсий, сохраняется способность состава обеспечивать низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью и низкую коррозионную активность.
Необходимость создания плотности указанного кислотного технологического состава, практически равной плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличающейся от нее не более чем на 10%, объясняется тем, что плотность бурового раствора рассчитывается, исходя из реальных пластовых давлений и необходимости соблюдения правил безопасности ведения буровых работ. Обеспечение плотности технологического состава, равной плотности бурового раствора или отличающейся не более чем на 10%, предупредит возникновение дополнительных положительных или отрицательных дифференциальных давлений при обработке ствола скважины указанным кислотным технологическим составом.
Таким образом, заявляемый технический результат обеспечивается за счет совокупности определенных операций и их последовательности в заявляемом способе, а также за счет совокупности компонентов, входящих в кислотный технологический состав, и их количественного соотношения. Все компоненты указанного состава являются совместимыми друг с другом и обеспечивают получение синергетического эффекта в плане усиления деструктурирующих и растворяющих свойств в отношении кольматирующих образований в ПЗП.
При реализации предлагаемого способа в промысловых условиях выполняют следующие операции в нижеуказанной последовательности:
9-12
- после окончания процесса вскрытия продуктивного пласта бурением с промывкой буровым раствором, содержащим высокомолекулярные соединения и специальные кольматанты (например, фракционированную мраморную крошку или мел), и проведения геофизических исследований, после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины при проведения работ по подготовке скважины к освоению в циркулирующий буровой раствор вводят смесь неионогенного ПАВ, например неонол АФ, с сульфаминовой кислотой, взятых в массовом соотношении 0,003:1 в количестве 1-3 масс.%;
- после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, содержащий следующие компоненты, масс.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовая кислота 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) 0,005-0,02; минерализованная вода - остальное, при этом плотность указанного кислотного технологического состава регулируют содержанием соли в минерализованной воде, чтобы указанная плотность равнялась плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличалась от него не более чем на 10%; при этом кислотный технологический состав размещают в интервале продуктивного пласта;
- выдерживают указанный кислотный технологический состав на реакции не менее 4-х часов, в преимущественном варианте 6-8 часов;
- затем удаляют продукты реакции промывкой водой или сразу же осуществляют вызов притока свабированием или компрессированием.
Для осуществления заявляемого способа и приготовления кислотного технологического состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- пероксогидрат мочевины, ТУ 6-0004691277-186-97,
- КДС-М марки Д, ТУ 2382-001-40912231-2003,
- пероксоборат натрия, ТУ 6-02-1187-79;
- перкарбонат натрия, ТУ 2144-001-24345844-2002;
- сульфаминовая кислота, ТУ 6-36-00204197-1030-89 с изм. 1, 2;
- неионогенное ПАВ:
9-12
- неонол АФ, ТУ 2483-007-05766801-98,
- или LML-4312, ТУ 39-1296-6446-011-005-99;
4
- минерализованная солями калия, и/или натрия, и/или аммония вода - остальное: NaCl, ГОСТ 4233-77; KCl, ГОСТ 4568-95; NHCl, ГОСТ 3773-72; формиат натрия, ТУ 2432-011-00203803-98; или формиат калия, по импорту.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.
Пример обработки бурового раствора смесью НПАВ и сульфаминовой кислоты:
3
9-12
В 1000 см бурового раствора со следующим содержанием компонентов, мас.%: Реоксан (ксантановый полисахарид) - 0,35; Бурамила БТ (крахмальный реагент) - 2; NaCl - 13; KCl - 5; ККУ-М МК-100 (фракционированный молотый мрамор) - 2; техническая вода - остальное, добавили смесь из 0,03 г НПАВ марки неонол АФ и 10 г сульфаминовой кислоты.
Пример приготовления кислотного технологического состава:
3
3
9-12
9-12
В стеклянном стакане на 500 см в 281,92 см технической воды, при перемешивании на лабораторной мешалке, последовательно растворяли 60 г хлорида натрия, 20 г хлорида калия, 8 г пергидрата мочевины, 30 г сульфаминовой кислоты, 0,08 г неонола АФ. После перемешивания в течение 15 мин получали состав со следующим содержанием компонентов, мас.%: пергидрат мочевины - 2,0; сульфаминовая кислота - 7,5; НПАВ неонол АФ - 0,02, минерализованная солями натрия и калия вода - 90,48 (содержание солей в кислотном составе такое: NaCl - 15; KCl - 5, чтобы обеспечить одинаковую плотность с буровым раствором).
Составы с другим содержанием компонентов готовят аналогичным образом.
В лабораторных условиях определяли свойства бурового раствора после добавок в него смеси НПАВ и сульфаминовой кислоты, а также следующие свойства кислотного технологического состава, используемого при реализации предлагаемого способа:
- способность не образовывать эмульсии при контакте с углеводородами;
- межфазное поверхностное натяжение на границе с углеводородом (керосином);
- влияние кислотного технологического состава, используемого в предлагаемом способе, и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков, закольматированных при фильтрации через них бурового раствора.
Содержание компонентов в кислотных технологических составах представлено в таблице 1.
Свойства бурового раствора после добавки смеси неионогенного поверхностно-активного вещества и сульфаминовой кислоты приведены в таблице 2.
Свойства кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных по аналогу и прототипу приведены в таблице 3.
Влияние кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков после воздействия на фильтрационную корку бурового раствора приведено в таблице 4.
Данные, приведенные в таблице 2, показывают, что структурно-реологические свойства бурового раствора после введения в него смеси НПАВ и сульфаминовой кислоты, взятых в массовом соотношении 0,003-0,005:1 в количестве 1-3%, через 4 часа снижаются на 24-37%, при этом фильтрационные показатели повышаются незначительно.
3
В ходе лабораторных испытаний устанавливали вероятность образования и время разрушения водонефтяной эмульсии при смешении пластовой нефти и кислотных технологических составов. Испытания проводили по следующей методике. В предлагаемый кислотный состав вводили 25% нефти, перемешивали 15 мин на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин, затем наливали полученную смесь в мерный цилиндр на 100 см, включали секундомер и замеряли границу разделения нефтяной и водной фаз (объем фаз) через 10 и 30 мин, а также замеряли содержание неразрушаемой водонефтяной эмульсии через 30 минут.
3
В опытах использовалась нефть Павловского месторождения плотностью при 20°C, ρ=876 кг/м (содержание серы - 2,1%, содержание парафина 1,56%). Результаты исследований представлены в таблице 3.
Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородом (керосином) определяли при помощи сталагмометра по методике, прилагаемой к прибору. Результаты исследований представлены в таблице 3.
Потерю веса фильтрационной корки после воздействия на корку кислотным технологическим составом определяли по следующей методике. При перепаде давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа на фильтр-прессе фирмы OFITE определяли показатель фильтрации безглинистого бурового раствора через специальный ужесточенный фильтр d=9 см. После фильтрации на фильтрационную корку наливали различные технологические составы и оставляли при атмосферном давлении (т.е. на равновесии) на 4 часа. Затем сливали состав из камеры, заливали техническую воду и фильтровали ее через фильтрационную корку. Фильтр с коркой после воздействия состава и фильтрации технической воды доставали из камеры, сушили на воздухе в течение 24 часов и взвешивали. Результаты исследований представлены в таблице 3.
Как следует из таблицы 3, при сохранении низких значений межфазного натяжения эмульгирующая способность кислотного технологического состава, используемого при реализации предлагаемого способа, значительно ниже (эмульсия не образуется), чем в способе по прототипу, при этом растворимость фильтрационной корки после воздействия на корку кислотным технологическим составом выше и составляет не менее 96,5%. В промысловых условиях эти свойства состава позволят повысить степень очистки ПЗП от кольматирующих образований, предотвратить образование водонефтяных эмульсий в ПЗП и стволе скважины при освоении, повысить нефтеотдачу продуктивного пласта.
2
3
3
Влияние кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков после воздействия на фильтрационную корку после фильтрации через них бурового раствора изучали по следующей методике. В камеру высокого давления фильтр-пресса НРНТ фирмы OFITE устанавливали оксидный диск определенной проницаемости (в опытах применяли диск проницаемостью 0,4 и 0,75 мкм), сверху диска помещали 300 см технической воды, создавали избыточное давление 0,7 МПа и замеряли время истечения жидкости из камеры. Далее в камеру помещали испытуемый раствор и фильтровали буровой раствор, т.е. формировали фильтрационную корку и зону кольматации путем создания избыточного давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа. Далее буровой раствор выливали из камеры, в камеру на фильтрационную корку наливали 300 мл кислотного технологического состава с различной концентрацией компонентов и оставляли на реакцию на 4-6 часов. После реакции жидкость сливали из камеры, диск переворачивали, в камеру наливали 300 см технической воды, создавали избыточное давление 0,7 МПа и замеряли время истечения жидкости. По изменению скорости истечения технической воды через чистый диск до фильтрации бурового раствора и после воздействия кислотного технологического состава судили об эффективности действия кислотного технологического состава на восстановление проницаемости дисков. Результаты представлены в таблице 4.
Данные, приведенные в таблице 4, показывают, что использование кислотного технологического состава при реализации предлагаемого способа позволяет практически полностью восстановить в процессе фильтрации проницаемость пористой среды, закольматированной безглинистым и малоглинистым буровым раствором, содержащим высокомолекулярные соединения и кольматант.
Таким образом, при реализации предлагаемого способа обеспечивается:
- повышение качества вскрытия продуктивных пластов и сокращение сроков освоения скважины за счет полноты разрушения и удаления кольматирующих образований из ПЗП, предупреждения образования водонефтяных эмульсий в ПЗП и стволе скважины, низкого поверхностного натяжения состава на границе с углеводородной жидкостью;
- сокращение времени и средств на строительство скважин, преимущественно пологих и горизонтальных, за счет сокращения времени на промывку ствола скважины и удаление бурового раствора из горизонтального ствола ввиду того, что после ввода смеси НПАВ и сульфаминовой кислоты структурно-реологические свойства бурового раствора снижаются, при этом обработка раствора производится без остановок в процессе производительного времени (дополнительное время не тратится);
- повышение технологичности приготовления и использования кислотного технологического состава в промысловых условиях за счет использования сухих, порошкообразных компонентов (окислители, кислоты, соли).
Таблица 1
Содержание компонентов в кислотных технологических составах
№ состава
Концентрация компонентов в составе, масс.%
Полимер
Деструктор-окислитель
Кислотный реагент
НПАВ
ПАА
Пероксоборат натрия
Пергидрат мочевины* КДС-М м.д.
Перкарбонат натрия
Сульфаминов ая кислота
ПАВ-кислотный состав
LML-4312
Неонол АФ<sub>9-12</sub>
Минерализованная вода
Аналог
1
0,0015
-
0,3*
-
-
-
0,01
99,6885
Прототип
2
-
3 Персульфат натрия
-
30
-
-
67
Предлагаемый способ
3
-
-
3
-
5
-
-
0,005
91,995
4
-
-
2
-
7,5
-
-
0,02
90,48
5
-
2
-
-
10
-
-
0,005
87,995
6
-
-
-
3
10
-
0,01
-
86,99
7
-
-
0,5*
-
7,5
-
0,02
-
91,98
Примечание: 1. Минерализация воды: опыт 1-20% NaCl+5% KCl; опыт 3-15% NaCl+5% NH<sub>4</sub>Cl; опыты 4 и 6-15% NaCl+3% NH<sub>4</sub>Cl; опыт 5-15% NaCl+3% формиата калия; опыт - 20% формиата калия.
2. НПАВ - неионогенное поверхностно-активное вещество.
Таблица 2
Влияние добавок смеси НПАВ и сульфаминовой кислоты на показатели свойств бурового раствора
№№ бурового раствора
Состав раствора
Показатели свойств
Ф<sub>0,7</sub>, см<sup>3</sup>
η, мПа·с
τ<sub>0</sub>, дПа
Gel<sub>10/10</sub> дел.
1
Безглинистый буровой раствор: Реоксан - 0,35%; Бурамил БТ - 2%; NaCl - 13%; KCl - 5%; ККУ-М МК-100-2%; ТВ - 77,65%
5,7
17
86,4
6/8
2
Раствор 1+1% смеси сульфаминовой кислоты и неонола АФ<sub>9-12</sub> в соотношении 0,003:1, замер через 1 час
5,8
17
84,2
6/8
3
Раствор 2, замер через 4 часа
6,4
17
65,6
5/6
4
Раствор 2, замер через 16 часов
6,8
16
52,4
2/4
5
Малоглинистый буровой раствор: ППБ - 1,5%; Реоксан - 0,2%; Бурамил БТ-3%; Реоцел В - 0,2%; KCl - 5%; NaCl - 15%; Бурфлюб-БТ - 3%; ККУ МК-5 - 1%; ККУ МК-100 - 1%; ТВ - 70,1%
4,1
32
292,8
16/19
6
Раствор 5+3% смеси сульфаминовой кислоты и LML-4312 в соотношении 0,005:1, замер через 1 час
4,3
30
262,6
14/16
7
Раствор 6, замер через 4 часа
5,0
28
185,2
10/12
8
Раствор 6, замер через 16 часов
5,5
26
138,6
6/9
Примечание: ППБ - палыгорскитовый глинопорошок; Бурфлюб-БТ - смазочная добавка; Реоцел В - модифицированная оксиэтилцеллюлоза; Ф<sub>0,7</sub>, см<sup>3</sup> - показатель фильтрации при перепаде давления 0,7 МПа, замер производили на фильтрпрессе OFITE в течение 0,5 ч; структурно-реологические показатели замеряли на вискозиметре OFITE, η - пластическая вязкость; τ<sub>0</sub> - динамическое напряжение сдвига; Gel<sub>10/10</sub> - прочность геля.
Таблица 3
Свойства кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных по аналогу и прототипу
№№ опыта
№№ состава из таблицы 1
Межфазное натяжение состава на границе с керосином, мН/м
Отстой нефти через… минут, %
Содержание водо-нефтяной эмульсии, %
Растворимость фильтрационной корки, %
10
30
1
1
6,2
35
93
0
65,2
2
2
3,7
65
96
2
80,8
3
3
3,5
85
100
0
97,8
4
4
3,4
83
100
0
97,8
5
5
3,5
90
100
0
97,5
6
6
3,7
75
100
0
96,5
7
7
3,6
73
100
0
96,8
8
2 (табл.2)
-
-
-
-
99,8
9
6 (табл.2)
-
-
-
-
99,6
Примечание: 1. В опытах 1-7 определяли растворимость фильтрационной корки после фильтрации бурового раствора и воздействия кислотного состава, в опытах 8-9 определяли растворимость фильтрационной корки после фильтрации бурового раствора, обработанного смесью НПАВ и сульфаминовой кислоты, и воздействия кислотного состава (составы 2 и 6 из таблицы 2).
2. В опытах 1-5 и 8 растворимость фильтрационной корки определяли после фильтрации безглинистого бурового раствора, в опытах 6, 7 и 9 растворимость фильтрационной корки определяли после фильтрации малоглинистого бурового раствора.
Таблица 4
Влияние кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков после воздействия на фильтрационную корку после фильтрации через них бурового раствора
№№ опыта
Состав бурового раствора (соотв. табл.2)
Кислотный технологический состав (№№ соотв. табл.1)
Время истечения воды, сек
до воздействия составом
после воздействия составом
1
1
Аналог
22,0
106
2
1
Прототип
21,8
96
Кислотный состав по заявляемому способу
3
1
3
21,8
27,5
4
1
4
21,5
28,0
5
1
5
21,8
27,4
6
1
6
22,1
28,0
7
1
7
22,0
25,2
8
5
4
22,0
32,6
9
5
5
22,0
30,8