Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин Российский патент 2022 года по МПК C09K8/74 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к технологии нефтедобычи с применением химических средств для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), восстанавливающих или увеличивающих его проницаемость.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений с течением времени уменьшается продуктивность скважин. С одной стороны, это естественный процесс, поскольку происходит постепенное понижение пластового давления, необходимого для подъема жидкости и газа на поверхность. Этот фактор может компенсироваться поддержанием пластового давления закачкой воды или газа. Однако продуктивность скважин снижается также в результате уменьшения проницаемости пород в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП) вследствие закупорки пор смолистыми, парафинистыми, глинистыми и песчаными частицами. Для борьбы с этими процессами проводят регулярные обработки призабойной зоны скважин, направленные на интенсификацию притока и увеличение нефте- и газоотдачи.

Химическая обработка является одним из основных методов интенсификации притока и увеличения нефте- и газоотдачи. В абсолютно подавляющем большинстве случаев, когда говорят о химической обработке, имеют в виду кислотную обработку призабойной зоны: кислота растворяет вышеперечисленные загрязнения, а также может воздействовать на скелет горной породы, увеличивая пористость и как следствие проницаемость призабойной зоны.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10%, а также в случае сильного загрязнения ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 9 до 12 мас.%) и плавиковой (от 3 до 5 мас.%) кислот. Допустимо использование вместо плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения ПЗП вследствие потери устойчивости скелета породы. Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

В общем случае, при выборе рабочих растворов необходимо учитывать:

• экологическую безопасность и токсичность реагентов;

• коррозионную активность рабочих растворов;

• скорость реакции растворов-разрушителей;

• вероятность загрязнения коллектора продуктами реакции.

Известны реагенты для интенсификации притоков нефтегазодобывающих скважин, увеличивающие проницаемость призабойных зон и расширяющие поровые фильтрационные каналы за счет растворения части минералов коллектора. Такие составы включают одну или смесь нескольких (обычно двух) сильных кислот, например, соляную либо соляную с плавиковой (глинокислота) (Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1973, с. 115-117).

Недостатком известных реагентов является их недостаточно высокая эффективность, обусловленная недостаточным увеличением проницаемости пласта, и высокая экологическая опасность.

Известен также состав для обработки призабойной зоны пласта (SU 1469946, Е21В 43/27, 10.05.1999), включающий фторсодержащую смесь сульфаминовой кислоты и буры при следующем соотношении компонентов, мас.%:

фторсодержащая смесь 95-97; смесь сульфаминовой кислоты и буры 3-5,

причем, весовое соотношение сульфаминовой кислоты и буры в их смеси составляет (5-15):1.

Недостатком этого состава является недостаточное увеличение проницаемости пласта и малая глубина проникновения.

Известен также способ тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода (Бейлес Дж. X., Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода, "Нефтегазовые технологии", №5-6, 1998), согласно которому предусматривается закачка в пласт перекиси водорода в объеме приблизительно 1,5 м³ на один метр мощности отрабатываемого пласта, технологическую выдержку для распада 40%-ой перекиси водорода около 25 суток и последующий пуск скважины в эксплуатацию, при этом вариантами способа является использование 30%-ной и 50%-ной перекиси водорода.

Недостатком способа с использованием в качестве реагента перекиси водорода является длительный период технологической выдержки и остановки нефтедобывающей скважины, а также низкая эффективность обработки призабойной зоны скважины, связанная с неглубоким проникновением реагента в призабойную зону скважины.

Перекись водорода является высокореакционным соединением, разложение которого ускоряется многими соединениями. Особенностью перекиси водорода является то, что практически любые поверхности являются катализаторами его разложения. (Шамб У., Сеттерфильд Ч., Вентворс Р. Перекись водорода – М., Изд. Иностранной литературы, 1958).

В состав большинства пород призабойной зоны нефтегазового пласта входят кварцевый песок, глинистые минералы и карбонат кальция. В призабойной зоне пласта практически всех скважин присутствует окалина железа, содержащая оксиды железа. Вышеперечисленные вещества будут регулировать скорость разложения пероксида водорода в пласте и в прискважинной зоне. Глинистый шлам и оксид трехвалентного железа увеличивают скорость разложения пероксида водорода более чем в 150 раз; глинистая порода - в 26,6 раз; кварцевый песок - 5,8 раз; быстрое разложение пероксида водорода вызывают алюмосиликаты и оксид трехвалентного железа. Разложение пероксида водорода идет с заметным тепловым эффектом. (Антонов СВ., Зобов П.М., Бакулин Д.А., Бардин М.Е., Хлебников В.Н. Оценка перспектив использования пероксида водорода в термоокислительных методах добычи вязкой нефти. УДК 622.276. Башкирский химический журнал, 2013, том 20, №2).

Чтобы сделать термоокислительные реакции более эффективными, необходимо использование стабилизаторов пероксида водорода.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является реагент для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта [RU 2242603, C1, Е21В 43/27, 20.12.2004], включающий смесь гидрофторида и фторида и воду с рН 0,5-14, причем, смесь содержит пероксосольват фторида калия KF⋅H₂O₂ и гидрофторид калия KHF₂ при следующем соотношении компонентов состава, мас.%:

KF⋅H₂O₂ 0,7-20,0 KHF₂ 0,5-20,0 Вода остальное

Недостатком этого реагента является относительно низкая эффективность обработки и относительно низкая экологическая безопасность, что обусловлено использованием в его составе гидрофторида калия, который, в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76, является токсичным высокоопасным веществом по степени воздействия на организм (2 класс опасности).

Задачей изобретения является разработка реагента, обладающего более высокой эффективностью обработки за счет более высокой глинодиспергирующей и глинорастворяющей его способности, обеспечивающей повышение проницаемости пласта, а также более высокой экологической безопасностью за счет снижения токсичного воздействия реагента как на человека, так и на окружающую среду.

Требуемый технический результат заключается в повышении эффективности обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин при использовании реагента с одновременным повышением экологической безопасности его применения.

Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных и газовых скважин включает пероксосольват фторида калия (ПСФК), соляную кислоту и воду при следующем соотношении компонентов состава, мас.%:

KF⋅H₂O₂ 2,5-7,5; HCl 2,5-7,5; Вода остальное

Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что, в химический реагент введены ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-2,5 мас.% и ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.%.

Пероксосольват фторида калия (ПСФК) является источником плавиковой кислоты и пероксида водорода, образующихся при растворении ПСФК в воде. Соляная кислота является эффективным реагентом для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта и одновременно является стабилизатором пероксида водорода в водном растворе, замедляя скорость его разложения. Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что химический реагент дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,1-2,5 мас.% (в зависимости от конкретного используемого ПАВ) и ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.% (в зависимости от конкретного используемого ингибитора).

В качестве ПАВ могут применяться как ионогенные (например, Катамин, бензалкониум хлорид, дидецилдиметиламмониумхлорид и др.), так и неионогенные (например, неонол, синтанол и др.) соединения.

В качестве ингибитора коррозии могут применяться такие ингибиторы, как ИКУ-1М, Викор-1А, Реакор-1 и прочие.

Рабочими составами, использующимся для призабойной зоны нефтегазового пласта, являются составы при следующем соотношении компонентов состава, мас.%:

KF⋅H₂O₂ 2,5-7,5; HCl 2,5-7,5; Вода остальное

В иллюстрирующих материалах представлены таблицы 1, 2, 3 с примерами состава реагента.

Для приготовления заявляемого химического реагента для очистки призабойной нефтяного пласта использовали соляную кислоту по ГОСТу и препарат «Абсолюцид» (ООО «Алдез», Россия, Москва), имеющий в своем составе пероксосольват фторида калия и ПАВ.

Состав по изобретению может быть использован для различных пород, составляющих обрабатываемый пласт, в широком диапазоне пластовых температур.

Из исходных химических регентов в отдельных емкостях готовятся рабочие растворы:

соляной кислоты 10%; препарата «Абсолюцид» 10%

Для приготовления химического реагента полученные рабочие растворы смешивают в необходимом соотношении для получения составов (Таблица 1). В результате смешивания рабочих растворов в заявляемом диапазоне получают химический реагент, представляющий собой белую непрозрачную жидкость, полностью готовую к применению.

Выбранные в состав базовой рецептуры HCl и ПСФК без проблем растворяются в воде, смешиваются между собой, охотно вступают в реакцию с породой и не создают проблем применению ПАВ и ингибитора коррозии в составе реагента.

Глинодиспергирующая и глинорастворяющая способность состава подтверждена путем обработки насыпных моделей реального кернового материала с последующим определением увеличения (уменьшения) пористости обработанных образцов (Таблица 1, примеры 1-5).

Увеличение фильтрационных характеристик породы пласта подтверждено прокачкой состава через насыпные неуплотненные модели терригенного керна с месторождений Западной Сибири, которые включают мелкозернистый песчаник и глину. Улучшение фильтрационных характеристик породы оценивали по изменению скорости фильтрации рекомбинированной углеводородной жидкости, соответствующей по содержанию основных компонентов (парафины, ароматические углеводороды), а также плотности и вязкости дегазированным легким нефтям Западной Сибири. (Таблица 2, примеры 1-5).

Результаты испытаний составов по изобретению приведены в таблицах 2 и 3. Примеры, приведенные ниже, иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.

Пример 1 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).

Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в насыпную модель. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 11,3% и скорости фильтрации на 26%.

Пример 2 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).

Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в насыпную модель. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 9,3% и скорости фильтрации на 26%.

Пример 3 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).

Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в насыпную модель. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 8,8% и скорости фильтрации на 17% при 2-х часах контакта рабочего раствора с образцом породы.

Пример 4 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).

Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в насыпную модель. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 10,5% и скорости фильтрации на 22%. При использовании состава, приготовленного по примеру 4, отмечено резкое уменьшение рН отработанного раствора и увеличение количества отмывочной воды.

Пример 5 (таблица 1, таблица 2, таблица 3).

Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1, таблицы 2, таблицы 3 состав закачивали в керновый образец. Применение состава обеспечивало увеличение пористости на 9,8% и скорости фильтрации на 0%. При использовании состава, приготовленного по примеру 5, отмечено сильное пенообразование в процессе отмывки обрабатываемой породы и увеличение объема отмывочной воды.

Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов составов в указанных пределах. При увеличении содержания ингредиентов в составах снижается технологичность или это нецелесообразно ввиду стабилизации параметров на одном уровне. При уменьшении содержания ингредиентов в составах нижеуказанных пределов наблюдается снижение физико-химических свойств состава.

При проведении обработки в условиях нефтяного промысла необходимо обеспечить приготовление достаточного количества реагента непосредственно на скважине, либо на производственной базе (в этом случае реагент должен быть доставлен на скважину не позднее, чем через 12 часов после затворения) из расчета не менее 1,5 м³ на 1 м мощности обрабатываемого интервала перфорации (притока) при исходной проницаемости пласта до 50 мД и 2,5 м³ при более высокой проницаемости. Доставка реагента в ПЗП и его задавливание в пласт жидкостью глушения осуществляются стандартным способом - насосом в составе комплекса капитального ремонта скважин. Затем реагент выдерживается в ПЗП не менее 4 часов, после чего давление на насосе постепенно снижается, а затем ПЗП промывается обратной циркуляцией до получения на выходе стабильного рН.

Таким образом, использование предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта за счет комплексного воздействия:

• исключает агрессивное воздействие соляной кислоты на нефтепромысловое оборудование за счет эффективной работы других компонентов;

• увеличивает эффективное воздействие на пласт за счет комплексного воздействия компонентов заявляемого реагента;

• снижает экологическую нагрузку на окружающую среду за счет эффективного использования компонентов смеси и снижения расхода воды, использующейся для отмывки породы после обработки реагентом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к технологии нефтедобычи с применением химических средств для обработки призабойной зоны пласта, восстанавливающих или увеличивающих его проницаемость. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин при использовании реагента с одновременным повышением экологической безопасности его применения. Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин содержит пероксосольват фторида калия KF⋅H₂O₂, соляную кислоту HCl и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: KF⋅H₂O₂ 2,5-7,5; HCl 2,5-7,5; вода - остальное. Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин может дополнительно содержать ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-2,5 мас.% и ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 пр.

1. Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин, включающий пероксосольват фторида калия KF⋅H₂O₂, соляную кислоту HCl и воду при следующем соотношении компонентов состава, мас.%:

KF⋅H₂O₂ 2,5-7,5 HCl 2,5-7,5 Вода остальное

2. Химический реагент по п. 1, отличающийся тем, что в него введены ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-2,5 мас.% и ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.%.