СОСТАВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДНОГО ФЛЮИДА ИЗ ПОРОВО-ТРЕЩИННОГО КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА
COMPOSITION FOR INTENSIFICATION OF HYDROCARBON FLUID INFLUX FROM PORE-CRACKED CARBONATE RESERVOIR

Изобретение относится к области составов для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора большой мощности, а именно к способу обработки скважин с использованием безполимерных загущенных кислотных составов, обладающих обратимыми блокирующими свойствами за счет применения специальных поверхностно-активных веществ (ПАВ) и саморазлагаемых волокон, т.е. химического и механического отклонителей. Их использование обеспечивает увеличение эффективности работ по интенсификации притока за счет временной закупорки трещинной составляющей и направлению кислоты в менее проницаемые, не дренированные участки пласта.
Кислотную обработку продуктивного карбонатного пласта осуществляют с целью восстановления и повышения его исходной проницаемости путем создания новых каналов для увеличения и выравнивания притока газа и пластового флюида из пласта к стволу скважины. При продавливании в неоднородный карбонатный пласт, кислота предпочтительно стремится проникнуть в его участки, оказывающие наименьшее гидродинамическое сопротивление. Как правило, это зоны повышенной проницаемости, а также трещины, каверны и другие участки пласта, обладающие к тому же и сравнительно большей поверхностью контакта с кислотой, что обуславливает повышенную скорость реакции их растворения. После такой обработки, профиль притока флюида искажается, последний поступает в скважину через отдельные участки промытых зон пласта в ограниченном количестве, в то время как значительный низкопроницаемый массив остается практически необработанным и незадействованным в процессе фильтрации. При последующих обработках, новые порции кислоты вновь стремятся попасть в уже промытые зоны пласта, что в итоге не только не обеспечивает требуемой полноты его охвата кислотным воздействием, но еще больше ухудшает профиль притока и сводит к минимуму эффективность кислотных обработок в целом.
Ввиду значительной неоднородности и низкой проницаемости продуктивного коллектора некоторых месторождений, используемые кислотные составы должны обладать высокой проникающей способностью, замедленной скоростью реакции и селективностью. Технология проведения таких кислотных обработок должна обеспечивать управляемое, замедленное, глубоко проникающее воздействие кислотного состава на обрабатываемый карбонатный пласт с последующим эффективным удалением продуктов реакции. Выбор технологии определяется в каждом конкретном случае фактическими параметрами разработки пласта и техническим состоянием скважины.
Эффективность кислотных обработок зависит не только от применяемой рабочей жидкости, но и от степени охвата этой жидкостью продуктивного пласта по толщине. В основном, воздействию подвергаются нижние наиболее проницаемые интервалы продуктивного пласта, а верхние остаются необработанными и в незначительной степени участвуют в формировании дебита скважин. И в ряде случаев, проведение очередной кислотной обработки не приводит к увеличению продуктивности скважины.
В последнее время наибольшее применение находят разнообразные кислотные составы, содержащие неорганические и органические кислоты, органические растворители, спирты с включением одного или пакета ПАВ, обеспечивающих увеличение проникающей способности кислоты и более полное удаление из пласта продуктов реакции.
Известен способ разрушения текучих сред с помощью составов на основе полисахаридного загустителя, работающих с помощью окисляющего разрушителя и активатора разрушителя (патент РФ №2338872 «Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей», Е21В 43/267, C09K 8/68, опубликовано 20.11.2008). Разрушитель может содержать пероксиды, персульфаты, пербораты, гипохлористую кислоту и гипохлориты, хлористую кислоту и хлориты, хлораты, перхлораты. Содержание разрушителя в водной обрабатывающей жидкости 0,005-0,25% масс. Для уменьшения времени действия разрушителя при температурах ниже 120°C требуются активаторы, такими являются «восстанавливающие сахара» - фруктоза, глюкоза, манноза и другие. Наиболее предпочтительна фруктоза или галактоза (например, производителя Aldrich, St. Louis, МО). Содержание в водной обрабатывающей жидкости 0,5-50% масс. от окисляющего разрушителя.
Недостатком данного состава является применение активатора разрушителя, который при температурах выше 120°С подвергается термической деструкции.
Известен также способ использования загустителя кислоты, содержащий ПАВ из группы бетаина (патент РФ №2333225 «Цвиттерионные полимеры, содержащие звенья типа бетаина, и применение цвиттерионных полимеров в промывочной жидкости», C08F 220/38, C08F 220/34, C08F 220/26, C09K 8/04, опубликовано 10.09.2008). Загуститель ингибирует набухание глин, снижает фильтрацию глинистого раствора и является смазывающим агентом. Не имеет недостатков, присущих обычным полимерам (полиакриламидам), термостоек и устойчив к солям благодаря содержанию катионной и анионной группы бетаина. Но в условиях наличия трещинной составляющей и высокой пластовой температуры является недостаточно эффективным, так как не обеспечивает надежное блокирование наиболее проницаемых интервалов.
Известны также способы использования составов, образующих вязкоупругие (вязкоэластичные) жидкости (VES) и вязкоупругие кислотные составы (VDA) на их основе. Авторами патента (патент евразийского патентного ведомства №009806 «Добавка для вязкоупругой жидкости», C09K 8/04, C09K 8/57, опубликовано 28.04.2008) предложена жидкостная система, состоящая из вязкоупругого ПАВ и ряда добавок, повышающих вязкость системы, структурную и температурную стабильность: совместные ПАВ (катионные); агенты для совместного загустевания; буферы; кислоты (карбоновые и сульфоновые); растворители (спирты); соли (сульфонаты); хелатирующие агенты. Основным компонентом системы являются вязкоупругие цвиттерионные и амфотерные ПАВ.
Еще одним веществом, применяемым в качестве цвиттерионного ПАВ, являются аминооксиды (патент евразийского патентного ведомства №009529 «Усовершенствованная жидкость для гидроразрыва и способ ее применения», C09K 8/62, Е21В 37/06, опубликовано 28.02.2008).
Недостатками указанных аналогов являются отсутствие механического отклонителя в составах, что не позволяет надежно блокировать трещины.
Считается, что при загущении жидкости добавкой VES, ее вязкость увеличивается путем образования мицелл, которые затем переплетаются с образованием структуры. В дополнение к вязкости как таковой, важным аспектом свойств жидкости является степень и скорость восстановления вязкости. Для VES-жидкостей деформация может нарушать структуру мицелл, после чего структура восстанавливается. Регулирование степени и скорости восстановления структуры является важным показателем при проведении гидроразрыва пласта.
Известен состав (патент РФ №2428563 «Модификация реологических свойств вязкоупругого поверхностно-активного вещества», Е21В 43/22, Е21 В 43/267, C09K 8/68, C09K 8/70, C09K 8/80, опубликовано 10.09.2011), где для сокращения времени восстановления при деформации сдвига предлагается ввести в состав ПАВ - регулятор реологических свойств, выбираемый из частично гидролизованного поливинилового эфира и частично гидролизованных полиакрилатов.
Известен также способ, где система VES, состоящая из кислоты, хелатирующего агента и поверхностно-активного вещества (ПАВ) на основе бетаина, используется для кислотного разрыва, соляно-кислотных обработок (СКО), капитального ремонта скважин (КРС), удаления твердого осадка и глинистой корки в высокотемпературных пластах (патент евразийского патентного ведомства №010361 «Способ обработки подземного карбонатного пласта», C09K 8/68, C09K 8/52, опубликовано 29.08.2008).
Отсутствие механического отклонителя в составах указанных выше аналогов обеспечивает временную блокировку поровой составляющей продуктивного горизонта, но не позволяет надежно блокировать трещины, что является недостатком этих аналогов.
Таким образом, в настоящее время достаточно полно исследованы поверхностно-активные и реологические свойства катионных ПАВ, анионных ПАВ и их смесей. В то же время остаются практически неисследованными цвиттерионные ПАВ. И это несмотря на то, что ПАВ подобного типа даже с коротким углеводородным радикалом показывают уникальные реологические свойства. В связи с этим большой интерес представляет ПАВ с более длинными гидрофобными группами. Можно ожидать, что данное ПАВ при низких концентрациях будет образовывать длинные цилиндрические мицеллы, а его водные растворы будут обладать высокими значениями вязкости и модуля упругости.
В настоящее время в ряду с известными отклонителями все чаще используются разлагаемые и биоразлагаемые полимеры. В литературе наиболее часто описаны случаи использования разлагаемых полимеров, имеющих по крайней мере одну из следующих групп или соединений: сложные эфиры, ацетали, сульфиды, пептиды, амиды, полигидроксикислоты, полилактоны, полипептиды, полиэфирамиды на основе сложных эфиров, полисахариды, полисульфиды. Примеры некоторых разлагаемых материалов описаны в публикации Degradable Aliphatic Polyesters (Polymer Science, 2001, vol. 157 / Edited by A.C. Albertson).
Авторами (патент США №2001/0016562 A1 «Encapsulated breakers, compositions and methods of use», C09K 7/02, C09K 7/04, B32B 5/16, B32B 15/02, опубликовано от 23.08.2001) показано использование разлагаемого полимера в качестве покрытия для инкапсулирования разжижителей, предназначенных для использования в сферах применения при гидравлическом разрыве пласта. Ограничением данного метода является использование разлагаемого полимера только для создания покрытий.
Известен способ использования термопластичного разлагаемого полимера для улучшения традиционно используемых способов гидравлического разрыва пласта и борьбы с поступлением песка в скважину для очень малых трещин (патент США №6949491 В2 «Method and materials for hydraulic fracturing of wells», E21B 43/26. опубликовано 27.03.2003). Вышеуказанный способ требует, чтобы по меньшей мере 50% масс, от состава композиции составлял бы термопластичный разлагаемый полимер, что технологически и экономически не выгодно и является недостатком способа.
Наиболее близким к заявленному составу, принятым за прототип, является состав, используемый в способе с применением разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины (патент РФ №2499131 «Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины», Е21В 43/12, C09K 8/487, опубликовано 20.11.20013). Это техническое решение является наиболее оптимальным с точки зрения выравнивания профиля приемистости неоднородного разреза за счет обеспечения блокирования трещин механическим отклонителем (разлагаемыми волокнами).
Однако, применение известного в указанном способе состава весьма затруднительно поскольку процесс приготовления эмульсионных растворов требует сложной технической подготовки, а использование углеводородной составляющей несет в себе потенциальную пожароопасность.
Таким образом, в качестве перспективных композиций с замедлением скорости реакции кислотных составов с карбонатной породой и регулируемой вязкостью системы, являются кислотные растворы смеси ПАВ с механическим отклонителем на основе саморазлагаемых волокон.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является увеличение эффективности проведения кислотных обработок трещиноватых и трещиновато-пористых пластов.
Поставленная задача решается тем, что для обработки скважин используются безполимерные загущенные кислотные составы на основе соляной кислоты с целевыми добавками: безполимерного гелеобразующего компонента, ингибитора пенообразования на неорганической основе и механического отклонителя на основе саморазлагаемых волокон СРВ-1ПМ (ТУ 2458-004-82652809-2016). Данные составы обладают обратимыми блокирующими свойствами за счет применения специальных ПАВ и саморазлагаемых волокон, то есть химического и механического отклонителей.
Технический результат изобретения выражается в повышении эффективности обработки низкопроницаемых зон пласта за счет более надежного временного блокирования высокопроницаемых зон.
Сущность изобретения заключается в том, что заявленный состав на основе соляной кислоты и гелеобразующего ПАВ закачивается в обсаженный, перфорированный или необсаженный ствол скважины, в котором происходит формирование фильтрационной корки с последующим ее разрушением за счет гидролиза разлагаемого материала.
Предлагаемый в качестве изобретения состав предназначен для физико-химического отклонения соляной кислоты, который совмещает в себе свойства отклонения порций кислоты механическим и химическим способом.
Состав представляет собой кислотную основу, самогелирующий компонент и механический кольматант. Отличительной особенностью самогелирующейся компонента и механического кольматанта является способность к деструкции под действием температуры и изменения рН. Состав не требует приготовления эмульсионного раствора в отличие от прототипа, а также содержит пеногаситель на неорганической основе, что значительно повышает эффективность обработки.
Предлагается состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора, включающий в себя (% масс.): соляную кислоту (12-24%), безполимерный гелеобразующий компонент на основе ПАВ (1-10%), саморазлагаемые волокна СРВ-1ПМ (0,1-2%), ингибитор пенообразования на неорганической основе (0,1-1%), остальное - вода. Данный состав отличается от прототипа тем, что механический отклонитель представляет собой сополимер полигликолевой и молочной кислоты:
Указанный сополимер отличается тем, что более полно разлагается при высокой температуре, что в свою очередь благоприятно сказывается на экологическом факторе.
Предлагаемый состав также отличен от прототипа присутствием пеногасителя, который позволяет избежать вспенивания кислотного раствора, что значительно увеличивает эффективность обработки.
Предлагаемый состав позволяет временно прекратить поглощение в естественные трещины и проницаемые каналы в карбонатных пластах путем одновременной кольматации зоны поглощения полимерными волокнами и высоковязким гелем, образующимся в ходе реакции самоотклоняющейся кислоты с карбонатной породой. Кислотный состав проникает в высокопроницаемые зоны пласта и реагирует с породой, в результате реакции образуется хлористый кальций, рН системы повышается. При достижении определенной кислотности среды хлористый кальций реагирует с ПАВ, в результате чего образуются длинные молекулы, состав становится гелеобразным. Загущенный состав с волокнами временно закупоривает высокопроницаемые прослойки и отклоняет свежую порцию кислоты в необработанные зоны пласта. Такие составы имеют широкие возможности для использования в качестве добавки к жидкостям интенсификации, гидроразрыва, при заполнении скважинного фильтра гравием.
Следующие ниже примеры представлены для иллюстрации действия предлагаемого состава, и их не следует рассматривать в качестве ограничивающих объем защиты изобретения, если иное четко не указанно в прилагаемой формуле изобретения.
Исследованы растворяющие и гелеобразующие свойства компонентов для приготовления разработанного самоотклоняющегося кислотного состава для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора. Методика определения растворяющей способности кислотного раствора состава основана на использовании гравиметрического метода по изменению массы пробы кислотного состава с образцом карбонатной породы.
В литературе описано использование разбавленных солянокислотных растворов различной концентрации при проведении кислотных обработок. Были исследованы 4, 6 и 8% масс. растворы самоотклоняющегося состава при взаимодействии с образцами мрамора (фиг. 1). Установлено, что в растворах с предлагаемым составом скорость реакции ниже по сравнению с базовой концентрацией раствора HCl (15% масс.) (без гелеобразователя), а также, что скорость реакции уменьшается по мере увеличения содержания состава в системе. Очевидно, что скорость растворения породы, во много раз меньше, чем у соляной кислоты. Сделано предположение, что в процессе взаимодействия предложенного кислотного состава с породой, образуются каналы высокой разветвленности.
Также отмечено, что составы на основе предлагаемого гелеобразователя показывают устойчивую способность изменять вязкость в процессе реакции при концентрации ПАВ от 1 до 10% масс. Увеличение вязкости происходит в течение 50-120 минут. После нейтрализации кислоты состав возвращается к исходной вязкости в течение 250-300 минут, что значительно сокращает планируемое время кислотной обработки скважины и облегчает ее освоение. В качестве примера приведена зависимость изменения вязкости состава в процессе нейтрализации с карбонатом кальция при содержании ПАВ 8% масс. (фиг. 2). Дальнейшее увеличение содержания ПАВ в системе нецелесообразно, поскольку технологическая эффективность при этом практически не увеличивается (увеличение на 3-4%), а стоимость конечного продукта возрастает.
Кроме того, предложено использование в предлагаемом составе следующего компонента на неорганической основе - пеногасителя, который эффективно предотвращает образование избыточного количества пены. Установлено, что концентрация пеногасителя может варьироваться от 0,1 до 1% масс., дальнейшее увеличение содержания данного компонента состава экономически нецелесообразно.
Эффективность механического отклонителя (саморазлагаемые волокна СРВ-1ПМ) предлагаемого состава оценивали с помощью динамического фильтр-пресса. При проведении эксперимента исследуемые растворы состава фильтровали через керамический диск проницаемостью 550 мД в течение 70 минут, при перепаде давления 3,5 МПа и температуре 110°С. В процессе эксперимента фиксировали объем выделившегося фильтрата. Установлено, что предлагаемый состав обладает значительно более низкой фильтратоотдачей, чем обычная самоотклоняющаяся кислота (фиг. 3). При концентрации саморазлагаемых полимерных волокон 0,6% масс. фильтратоотдача снижается в 13 раз.
Сравнительные дозировки полимерных волокон в предлагаемом составе в зависимости от проницаемости пласта указаны в таблице. Причем, диапазон процентного содержания волокон находится от 0,2 до 1% масс. состава.
После проведения кислотной обработки скважины предлагаемый состав подвергается саморазложению под действием температуры и пластовых флюидов.
Кроме того, продукты разложения волокон обладают слабыми кислотными свойствами, что в свою очередь также способствует интенсификации добычи углеводородного флюида.
Ниже представлен пример состава предлагаемого изобретения.
Состав содержит воду (77% масс.), соляную кислоту (15% масс.) гелеобразующий безполимерный состав на основе ПАВ (8% масс.), разлагаемые волокна СРВ-1ПМ (ТУ 2458-004-82652809-2016) (0,9% масс.) и ингибитор пенообразования на неорганической основе (0,2% масс.). Данный состав был использован на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения. При использовании предлагаемого состава наблюдалось значительное увеличение давления закачки (до 700 атм) по сравнению с обычной солянокислотной обработкой (давление закачки до 200 атм).
Таким образом, предлагаемый состав позволяет значительно увеличить газо- и нефтедобычу, эффективно проводить кислотную обработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов, уменьшить негативное влияние на процессы переработки углеводородного сырья.