СОСТАВ ДЛЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 1999 года по МПК C09K7/00 E21B43/22 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для вторичного вскрытия продуктивного пласта, и может быть использовано при строительстве и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин в качестве жидкости перфорации.

Известен состав для вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающий водный раствор хлорида кальция в количестве 2000 - 144000 мг/л и 0,001 - 0,01 мас. % полиакриламида (см. А.С. СССР N 1495429, кл. E 21 B 43/00, 1987 ). Использование известного состава позволяет уменьшить кольматацию продуктивного пласта в процессе перфорации за счет использования предварительно очищенной в скважине от взвешенных частиц жидкости перфорации. В то же время известный состав не предупреждает образование трудноразрушаемой водонефтяной эмульсии при взаимодействии пластовых флюидов, содержащих мехпримеси, с жидкостью перфорации. Кроме того, известный состав не обеспечивает восстановление проницаемости продуктивного пласта, закольматированного в процессе первичного вскрытия при бурении полимеризации буровыми растворами, что удлиняет сроки освоения скважин после перфорации.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности является состав для вторичного вскрытия нефтяного пласта, содержащий полиакриламид, неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) и минерализованную солями калия и/или натрия воду при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полиакриламид (ПАА) - 0,002 - 0,02; неионогенное ПАВ 0,001 - 0,01; минерализованная солями калия и/или натрия вода - остальное (см. Патент СССР N 1804722, кл. C 09 K 7/02, 1990 ).

Известный состав предотвращает образование трудноразрушаемой водонефтяной эмульсии в скважине при поступлении пластовых флюидов в скважину из пласта в процессе освоения и способствует разрушению эмульсии, поступающей из пласта.

Кроме того, известный состав предотвращает кольматацию и ухудшение проницаемости продуктивного пласта в процессе его вторичного вскрытия.

В то же время, известный состав не обеспечивает восстановление проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, закольматированной полимерсодержащими буровыми растворами в процессе бурения.

Целью настоящего изобретения является придание составу свойства полного восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного нефтяного пласта, закольматированного полимерсодержащим буровым раствором в процессе бурения, при одновременном сохранении способности предотвращать образование водонефтяной эмульсии при поступлении пластовых флюидов в ствол скважины и разрушить водонефтяную эмульсию, поступающую из пласта.

Дополнительной целью изобретения является сокращение времени освоения скважины при использовании предлагаемого состава и выхода скважины на потенциальный дебит.

Поставленная цель достигается тем, что состав для вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта, содержащий полиакриламид, неионогенное ПАВ и минерализованную солями калия и/или натрия воду, дополнительно содержит реагент на основе перекисного соединения 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
Благодаря использованию в предлагаемом составе реагента на основе перекисного соединения в предложенном количественном соотношении ингредиентов, оказалось возможным придать составу свойства полного восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, сохранив при этом способность состава предотвращать образование водонефтяной эмульсии при взаимодействии пластовых флюидов с перфорационной средой, а также разрушить эмульсию, поступающую из пласта в ствол скважины при ее освоении.

Это обусловлено, по-видимому, тем, что при вторичном вскрытии продуктивного пласта после перфорации заявляемый состав, поступая в призабойную зону пласта (ПЗП), обеспечивает окислительную деструкцию полимеров, сопровождающуюся частичным разрушением зоны кольматации. При этом происходит разблокирование флюидопроводящих каналов пласта, закольматированных в процессе бурения. А присутствующие в составе полиакриламид и неионогенное ПАВ предупреждают дополнительную кольматацию ПЗП продуктами реакции, облегчая вынос продуктов реакции из ПЗП в скважину при депрессии в период освоения, обеспечивая повышение нефтепроницаемости ПЗП и одновременно предупреждая образование водонефтяной эмульсии в призабойной зоне и в стволе скважины в процессе вторичного вскрытия.

Для получения предлагаемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- техническая вода с жесткостью не более 3 мг-экв/л;
- полиакриламид средней анионной активности марки Praestol 2530, Praestol 2540, Praestol 2640 производства ЗАО "Компания Москва - Штокхаузен - Пермь":
- неионогенные ПАВ: реапон 4B по ТУ 6-05-211-886-86 или МЛ-51 по ТУ 84-1051-85;
- пероксигидрат мочевины, СТП 6-14-11-104-80;
- пероксоборат натрия, ТУ 6-02-1187-79;
- хлорид натрия, ТУ 6-13-14-77;
- хлорид калия, ГОСТ 4234-77.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример. Для получения предлагаемого состава к 473,7 г технической воды добавили 0,0025 г ПАА Praestol 2530, перемешивали 30 мин и добавили 0,25 г пероксигидрата мочевины, 0,05 г МЛ-51 и 25 г хлорида калия, перемешивали 45 минут и получали состав со следующим соотношением ингредиентов, мас.%: ПАА - 0,0005; НПАВ - 0,01; пероксигидрат мочевины - 0,25 и минерализованная солями калия вода - остальное.

Аналогичным образом готовили другие заявляемые составы с различным соотношением ингредиентов.

В ходе лабораторных исследований определяли следующие свойства предлагаемого состава:
- восстановление проницаемости зоны кольматации после воздействия перфорационной средой, см³/мин при Δ P = 0,1 МПа и при Δ P = 0,7 МПа;
- разрешение структуры фильтрационной корки, сформированной полимерсодержащим буровым раствором, при воздействии заявляемым составом;
- время разрушения водонефтяной эмульсии при смешении пластовой нефти, содержащей мехпримеси, с перфорационной средой, мин;
- содержание неразрушаемой водонефтяной эмульсии в нефтяной части, %.

Восстановление проницаемости зоны кольматации определяли с использованием стеклянных пористых фильтров (воронки Шотта) с диаметром пор 40 мкм по следующей методике. Воронку Шотта вставляли в колбу Бунзена, соединенную с вакуум-насосом, наливали полимерсодержащий буровой раствор и фильтровали его в течение 30 мин при Δ P = 0,1 МПа (формировали зону кольматации), после этого раствор выливали и в обратном направлении фильтровали нефть, затем в воронку наливали предлагаемый состав, выдерживали на реакции 8 - 24 часа, а затем снова фильтровали нефть в обратном направлении. Объем раствора и нефти составляли 10 см³. По скорости фильтрации нефти через чистый фильтр, закольматированный фильтр и через фильтр после воздействия предлагаемого состава судили о восстановлении проницаемости зоны кольматации после воздействия составом.

Разрушение структуры фильтрационной корки определяли по следующей методике. На стандартном приборе для определения фильтрации формировали фильтрационную корку, затем на нее воздействовали предлагаемым составом в течение 8 - 24 часов, после чего фильтровали пресную воду. По скорости фильтрации воды судили о степени разрушения фильтрационной корки. В качестве полимерсодержащих буровых растворов использовали следующие составы:
I состав: КМЦ 0,3%; ПАА 0,03%; пластовая вода плотностью 1180 г/м³ - остальное;
II состав: КССБ 3%; ПАА 0,2%; пластовая вода - остальное;
III состав: 1,5% крахмального реагента, пластовая вода - остальное.

Время разрушения водонефтяной эмульсии определяли по следующей методике. В предлагаемый состав вводили 20% нефти, содержащей 2% твердой фазы, перемешивали 15 мин на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин, затем наливали полученную смесь в мерный цилиндр на 100 см³, включали секундомер и замеряли время полного разделения нефтяной фазы от заявляемого состава, а также замеряли содержание неразрушаемой водонефтяной эмульсии.

В ходе лабораторных исследований изучали эти же свойства у известного по прототипу состава.

Данные об ингредиентом составе, времени разрушения водонефтяной эмульсии приведены в таблице 1.

Данные о восстановлении проницаемости зоны кольматации после воздействия составом для вторичного вскрытия, приведены в таблице 2.

Данные о разрушении структуры фильтрационной корки после воздействия составом приведены в таблице 3.

Данные, приведенные в таблицах 1 - 3 (см. в конце описания), показывают, что заявляемый состав для вторичного вскрытия продуктивного пласта обеспечивает практически полное восстановление проницаемости пористой среды, закольматированной полимерсодержащим буровым раствором (скорость фильтрации нефти через незакольматированную пористую среду составляет 10 см³ за 10 сек, после фильтрации полимерсодержащего бурового раствора скорость фильтрации нефти составляет 10 см³ за 3 - 10 мин, а после воздействия предлагаемым составом скорость фильтрации нефти составила 10 см³ за 10 - 15 сек); обеспечивает разрушение фильтрационной корки, образовавшейся при фильтрации полимерсодержащих буровых растворов (объем воды, профильтровавшийся через фильтрационную корку до воздействия предлагаемого состава, составил 2,8 - 4 см³ за 30 мин, после воздействия составом - 40 см³ за 30-60 сек); при этом заявляемый состав обеспечивает за 10 - 30 сек полное отделение нефтяной фазы от перфорационной среды без образования водонефтяной эмульсии.

Указанные технические преимущества заявляемого состава при его использовании в промысловых условиях позволят:
- повысить продуктивность скважин в 1,5 - 2 раза и в 2 - 3 раза ускорить выход скважины на потенциальный дебит за счет быстрого восстановления проницаемости ПЗП в процессе ее освоения;
- сократить затраты времени и средства на проведение работ по вторичному вскрытию продуктивных пластов за счет сокращения дополнительных операций по обработке ПЗП с целью восстановления ее проницаемости.

Состав относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для вторичного вскрытия продуктивного пласта, и может быть использовано при строительстве и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин в качестве жидкости перфорации. Состав для вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта содержит, мас.%: полиакриламид 0,0003 - 0,0015, неионогенное поверхностно-активное вещество 0,003 - 0,01 реагент на основе перекисного соединения 0,1 - 0,5, минерализованная солями калия и/или натрия вода - остальное. Техническим результатом является придание составу свойства полного восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного нефтяного пласта, закольматированного полимерсодержащим буровым раствором в процессе бурения, при одновременном сохранении способности предотвращать образование водонефтяной эмульсии при поступлении пластовых флюидов в ствол скважины и разрушать водонефтяную эмульсию, поступающую из пласта. 3 табл.

Состав для вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта, содержащий полиакриламид, неионогенное поверхностно-активное вещество и минерализованную солями калия и/или натрия воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит реагент на основе перекисного соединения при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Полиакриламид - 0,0003 - 0,0015
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,003 - 0,01
Реагент на основе перекисного соединения - 0,1 - 0,5
Минерализованная солями калия и/или натрия вода - Остальное