СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА Российский патент 2021 года по МПК C09K8/52 C09K8/72 C09K8/74 C09K8/78 

Описание патента на изобретение RU2759042C1

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.

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 АФ9-12 - 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.

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⋅Н2О2 и гидрофторид калия KHF2 при следующем соотношении компонентов состава, мас. %: KF⋅Н2О2 - 0,7-20,0, KHF2 - 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.

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⋅H2O2, - 0,7-15,0; нитрат аммония NH4NO3 - 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.

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/см3.

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/см3.

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/см3.

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.

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/м3), 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.

Похожие патенты RU2759042C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ПОЛОГОЙ И ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ, ДЛЯ УДАЛЕНИЯ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЙ ИЗ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2011
  • Ильясов Сергей Евгеньевич
  • Нацепинская Александра Михайловна
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Кохан Константин Владимирович
  • Воеводкин Вадим Леонидович
  • Гребнева Фаина Николаевна
RU2467163C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА 2003
  • Мараков В.Ю.
RU2242603C1
СПОСОБ УДАЛЕНИЯ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЙ ИЗ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПОСЛЕ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРА 2013
  • Воеводкин Вадим Леонидович
  • Нацепинская Александра Михайловна
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Ильясов Сергей Евгеньевич
  • Кохан Константин Владимирович
  • Гребнева Фаина Николаевна
RU2540767C1
Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин 2021
  • Мосесян Ашот Аветисович
  • Данилина Наталья Игоревна
RU2776820C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1996
  • Фомичев В.А.
  • Динков А.В.
  • Сюзов О.Б.
  • Кудрявцев Н.А.
  • Ланчаков Г.А.
  • Нитипин Л.Д.
RU2110678C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНЫХ И ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ 2021
  • Пудова Ольга Борисовна
  • Мараков Владимир Юрьевич
  • Годунова Елена Викторовна
  • Жаркова Ольга Александровна
RU2777039C1
ГИДРОФОБНЫЙ КИСЛОТНО-МИЦЕЛЛЯРНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ, ОСВОЕНИЯ И ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ПРОБУРЕННЫХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ 2014
  • Ильясов Сергей Евгеньевич
  • Окромелидзе Геннадий Владимирович
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Хвощин Павел Александрович
  • Некрасова Ирина Леонидовна
  • Попов Семен Георгиевич
  • Боровкова Ирина Сергеевна
RU2540742C1
Реагентный состав для растворения сульфатного кольматанта 2019
  • Хвостова Вера Юрьевна
  • Оводов Сергей Олегович
RU2717851C1
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ТЕРРИГЕННОГО ПЛАСТА 2016
  • Карапетов Рустам Валерьевич
  • Мохов Сергей Николаевич
  • Бекетов Сергей Борисович
  • Акопов Арсен Сергеевич
RU2614994C1
СОСТАВ ДЛЯ БЛОКИРОВАНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2006
  • Обиднов Виктор Борисович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Мазанов Сергей Владимирович
  • Ткаченко Руслан Владимирович
  • Фабин Роман Иванович
  • Зозуля Елена Камильевна
RU2309177C1

Реферат патента 2021 года СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА

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. Технический результат - обеспечение возможности контроля скорости и времени начала реакции растворения фильтрационной корки в диапазоне от 2 до 24 часов при обработке призабойной зоны нефтегазового пласта, повышение равномерности удаления фильтрационной корки, предотвращение образования вторичных нерастворимых осадков с одновременным упрощением процессов транспортировки и применения состава. Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта включает, мас.%: пероксосольват фторида калия KF⋅H2O2 0,7-15; нитрат аммония NH4NO3 0,5-15,0; воду - остальное. Состав дополнительно может содержать: кислотный компонент - соляную кислоту в количестве 0,001-0,5 мас.% для обеспечения рН состава менее 7; щелочной компонент - гидроксид калия в количестве 0,001-0,2 мас.% для обеспечения рН состава более 7; ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ или их смесь в количестве 0,01-5,0 мас.%; ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.%; энзим - α-амилазу в количестве 0,5-5,0 мас.%. 5 з.п. ф-лы, 4 табл., 6 пр.

Формула изобретения RU 2 759 042 C1

1. Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, включающий пероксосольват фторида калия KF⋅H2O2 и воду, отличающийся тем, что дополнительно включает нитрат аммония NH4NO3 при следующем содержании компонентов, мас.%:

KF⋅H2O2 0,7-15,0 NH4NO3 0,5-15,0 Вода Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит кислотный компонент - соляную кислоту в количестве 0,001-0,5 мас.% для обеспечения рН состава менее 7.

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит щелочной компонент - гидроксид калия в количестве 0,001-0,2 мас.% для обеспечения рН состава более 7.

4. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ или их смесь в количестве 0,01-5,0 мас.%.

5. Состав по п. 1, отличающийся тем, что содержит ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.%.

6. Состав по п. 1, отличающийся тем, что содержит энзим, который представляет собой α-амилазу, в количестве 0,5-5,0 мас.%.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2021 года RU2759042C1

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА 2003
  • Мараков В.Ю.
RU2242603C1
RU 2012137186 A, 10.03.2014
RU 2012137187 A, 10.03.2014
RU 2070964 C1, 27.12.1996
US 4648456 A, 10.03.1987
US 5678632 A, 21.10.1997.

RU 2 759 042 C1

Авторы

Мараков Владимир Юрьевич

Даты

2021-11-09Публикация

2021-03-22Подача