СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2022 года по МПК C09K8/74 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины нагнетательных и добывающих скважин в низкопроницаемых карбонатных коллекторах.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт соляной кислоты (Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 420-432).

Недостатком известного способа является большая скорость взаимодействия ингибированной соляной кислоты с карбонатными компонентами породы и взаимодействие ее с глинистыми компонентами скелета пласта, сопровождающееся растворением окислов щелочных и щелочноземельных металлов и процессом гелеобразования с выпадением нерастворимых осадков, которое усиливается с ростом содержания соляной кислоты в рабочем растворе, что может привести к запечатыванию водонефтяных каналов.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий продавку кислотного реагента, содержащего, мас. %: соляную кислоту 8-76, фтористоводородную кислоту 1,5-18, поверхностно-активное вещество 0,3-2,5, ингибитор коррозии 0,1-2,0, растворитель - остальное, через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину (патент РФ №2346153, опубл. 10.02.2009).

Указанный способ не позволяет восстановить приемистость пласта за счет большой скорости взаимодействия с карбонатными компонентами породы используемых реагентов и недостаточной степени проникновения кислотного реагента в пласт. Кроме того, применяемые для обработки материалы не обеспечивают необходимого предотвращения кольматации призабойной зоны при дальнейшей эксплуатации скважины в том случае, если пластовые флюиды способны к отложению карбонатных солей, нефть способна к отложению асфальтено-смолистых компонент, пластовые флюиды содержат бактериальную микрофлору, порода пласта содержит минералы с высоким содержанием железа (например, анкерит) и глинистые минералы.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2572401). Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас. %: соляную кислоту (в пересчете на HCl) 1,0-24,0; деэмульгатор 0,2-1,5; ингибитор коррозии 0,002-3,0; хлорид олова или меди или SCA-2000-M, или SCA-90-M, или аскорбиновую кислоту 0,2-5,0; воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с проницаемостью 0,5-400 мД включает закачку в скважину указанного выше кислотного состава в объеме 0,1-4,0 м³ на погонный метр перфорированной мощности пласта с последующей продавкой в глубь пласта, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции.

В предложенном изобретении решается задача восстановления и (или) увеличения проницаемости пласта за счет повышения глубины обработки, обработки низкопроницаемых зон пласта, предотвращения кольматации призабойной зоны продуктами реакции, предотвращения развития биоценоза, разглинизации призабойной зоны пласта.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны, содержащий соляную кислоту или грязевую кислоту, стабилизатор железа, воду, согласно изобретению дополнительно содержит многофункциональный реагент, представляющий собой соль алкил C_10-16 триалкиламмония, общей формулы (R₁R₂R₃R₄N)⁺An^-, где R₁=С₁₀Н₂₁ - С₁₆Н₃₃, R₂=R₃=R₄=СН₃, An- = фосфонат, формиат или ацетат-ион, при следующем соотношении компонентов, об.%:

- соляная кислота, или грязевая кислота 10-24;

- указанный многофункциональный реагент 2-5;

- стабилизатор железа 0,5-1;

- вода - остальное.

Состав для обработки призабойной зоны может дополнительно содержать ингибитор коррозии в количестве 1-2% для снижения коррозионной агрессивности состава.

На фигуре представлен график набухаемости породы пласта в минерализованной воде.

Сущность изобретения.

Основной причиной, приводящей к резкому снижению фильтрационных характеристик продуктивного пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин, является воздействие при строительстве и ремонте скважин на породу и пластовые флюиды применяемых буровых растворов и других технологических жидкостей, а также физико-химические процессы, вызванные технологией и режимом эксплуатации скважин.

При обработке призабойной зоны скважины кислотными составами, содержащими компоненты, препятствующие вторичным осадкообразованиям, уменьшению коррозионной агрессивности, эмульсеобразованию и гидрофобизации породы пласта, а также при осуществлении технологий освоения скважины, т.е. удаление продуктов реакции, как правило, технологический эффект - восстановление или повышение проницаемости достигается. Однако при закачке рабочего агента в скважину, разрабатывающую пласт, флюиды (вода и нефть) способны к солеотложению и образованию асфальтено-смолистых компонент, содержащих бактериальную микрофлору, а порода пласта содержит железосодержащие и глинистые минералы, эффект от кислотной обработки скважины может быть не достигнут или быстро заканчивается.

При обработке призабойной зоны скважины ведут закачку в зону пласта кислотного состава - водного раствора, содержащего 10-24 об.% соляной или грязевой кислоты (грязевая кислота, производимая, например, по ТУ 2481-005-64298356-12), 2-5 об.% многофункционального реагента и 0,5-1 об.%. стабилизатора железа. Проводят технологическую выдержку на реагирование от 2 до 4 часов.

Закачка осуществляется при давлении ниже давления автоГРП, скорость закачки должна быть сопоставима или меньше скорости реакции кислотного состава, определяемой числом Дамкелера, равным 0,8-1.

Время контролируют по величине и скорости нарастания давления на устье скважины и считают достаточным, когда давление в скважине, достигнув максимального значения, начинает снижаться. При поинтервальной обработке технологическую выдержку назначают из расчета 2-3 часа на интервал. Затем проводят удаление продуктов реакции из обрабатываемой зоны.

Многофункциональный реагент представляет собой формиат (фосфонат или ацетат) алкил C_10-16 триалкиламмония, общей формулы (R₁R₂R₃R₄N)⁺An^-, где R₁=C₁₀H₂₁ - С₁₆Н₃₃, R₂=R₃=R₄=СН₃, An- = фосфонат (формиат или ацетат)-ион.

Заявляемые свойства раствора многофункционального реагента и концентрационные пределы исследовались экспериментально.

Многофункциональный реагент синтезировали следующим образом.

1. Синтез (R₁R₂R₃R₄N)⁺An^-, где R₁=С₁₀Н₂₁ - С₁₆Н₃₃, R₂=R₃=R₄=СН₃, An^- - формиат (I), фосфонат (II), и ацетат (III).

Раствор четвертичного аммониевого соединения (для синтеза использовали додецилтриметиламмоний хлорид) с концентрацией 10% мас. в 50 мл метилового спирта смешивали с 10% раствором фосфоната натрия (использовали динатриевую соль оксиэтилендифосфоната), или формиата натрия, или ацетата натрия в 30 мл метанола. Образовавшийся осадок хлорида натрия отфильтровывали, затем фильтрат упаривали. Полученное таким образом вещество представляло собой соль (ионная жидкость): соединение четвертичного аммониевого основания с кислотным остатком.

2. Полученные растворы использовали в экспериментах по определению их биоцидной активности, ингибирующей солеотложение способности, гидрофобизирующей способности, в фильтрационных экспериментах по определению эффективности растворения породы. Кислотные составы, составленные с использованием полученных реагентов, тестировали на коррозионную агрессивность и растворяющую способность.

Определение биоцидной активности многофункционального реагента.

Биоцидную активность определяли согласно РД 39-3-973-83 «Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод и оценка защитного и бактерицидного действия реагентов» и РД 39-0147103-350-89 «Оценка бактерицидной эффективности реагентов относительно адгезированных клеток сульфатвосстанавливающих бактерий при лабораторных испытаниях». Для культивирования бактериальной микрофлоры использовалась среда Постгейта "В".

Для тестирования использовалась накопительная культура СВБ, выделенная из пластовой воды. Титр накопительной культуры Т=10⁷ кл./см³.

Для оценки бактерицидной эффективности реагентов относительно планктонных форм СВБ в ряд маркированных пробирок объемом 20 мл наливали по 10 мл стерилизованной модель пластовой воды (МПВ) и по 1,0 мл накопительной культуры СВБ. В пробирки добавляли многофункциональный реагент (II) в дозировке 50, 100, 200, 500 и 1000 мг/л и выдерживали при комнатной температуре 24 часа. После выдержки из каждой пробирки отбирали по 1 мл жидкости и шприцем вводили в пенициллиновые флаконы с питательной средой. Флаконы на 14 суток помещали в суховоздушный термостат с температурой 32°С. О прорастании или отсутствии бактерий судили по появлению черного осадка сульфида железа. Сульфид железа образуется при реакции ионов железа, содержащихся в составе питательной среды, с сероводородом, образующимся в результате жизнедеятельности СВБ.

Результаты испытаний представлены в таблице 1.

Для оценки бактерицидной эффективности реагентов относительно адгезированных форм СВБ круглые металлические образцы с площадью поверхности 2 см² шлифовали мелкой шкуркой и затем обрабатывали 70% раствором этанола. Подготовленные образцы собирали в батареи, помещали в стерильные цилиндрические ячейки, вносили среду Постгейта В и накопительную двух- трехсуточную культуру СВБ в количестве 5…10% от объема среды, закрывали герметично пробкой и помещали в термостат при температуре 32-34°С на 6-8 дней. За этот период инкубации на поверхности формируется биопленка, представляющая собой клетки СВБ, «зафиксированные» выделяемыми ими биополимерами.

В ряд маркированных стерильных пробирок заливали определенный объем стерилизованной МПВ и вводили дозированное количество испытуемого реагента. Образцы со сформировавшейся на них биопленкой доставали из пробирок стерильным пинцетом, помещали в пробирки с реагентом и герметично закрывали резиновой пробкой. Пробы выдерживали при комнатной температуре 24 часа.

Затем выдержанные в реагенте образцы с адгезированными клетками помещали во флаконы со стерилизованной моделью пластовой воды объемом 2 см². Флаконы устанавливали в ультразвуковую ванну и включали ультразвук на 1 минуту. За это время биопленка диспергируется в воду, при этом отрицательного воздействия на бактерии не происходит. После отстаивания дисперсии во флаконе, жидкость из верхней части флакона отбирали стерильным шприцем, вносили во флакон с питательной средой Постгейта В и инкубировали в термостате в течение 14 суток при температуре 32-34°С.

О росте и развитии СВБ судили визуально по образованию черного осадка сульфида железа во флаконе. Отсутствие черного осадка свидетельствует о полном подавлении роста адгезированных СВБ. Образец, не бывший в контакте с реагентом, служил для контроля роста бактерий. Для количественного определения концентрации СВБ на единицу поверхности металла образца использовали метод предельных разведений. Количество клеток на единицу поверхности в контрольном образце составило 10⁷ кл/см².

Результаты испытаний представлены в таблице 1.

В результате проведенного лабораторного тестирования установлено, соли (I) - (III) проявляют высокую биоцидную активность по подавлению планктонных СВБ при дозировке более 200 мг/л и бактерицидную активность по подавлению адгезированных форм СВБ в дозировке более 1000 мг/л.

Определение ингибирующей солеотложение активности многофункционального реагента.

Ингибирующую солеотложение способность соединений (I), (II) и (III) определяли по методике, изложенной в РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения».

Для приготовления модели пластовой воды растворением соответствующих количеств солей в дистиллированной воде готовили два раствора по 1 л каждый:

- раствор на основе солей хлоридов натрия, кальция и магния,

- раствор на основе гидрокарбоната натрия.

Приготавливали раствор путем растворения 100 мг реагента в небольшом количестве дистиллированной воды с последующим доведением объема раствора до 100 мл в мерной колбе, таким образом, чтобы в 1 мл полученного раствора содержался 1 мг ингибитора.

В серию колб емкостью 100-150 мл помещали 50 мл раствора хлористых солей, добавляли требуемое количество соединений (I) - (III) затем в колбу приливали 50 мл раствора карбоната натрия. Для каждого соединения (I) - (III) проводили отдельные тесты

Пробы с веществами (I) - (III), содержащего 30 мг/л и без них - "холостая" проба, плотно закрывали пробками и термостатировали при температуре 90°С в течение 5 часов. После охлаждения проб отфильтровывали выпавший осадок. Остаточное содержание в растворе катионов кальция определяли трилонометрическим титрованием.

Эффективность ингибирования (Э, %) рассчитывали по формуле:

где C_x - содержание катионов кальция в "холостой" пробе, мг/л;

С_р - содержание катионов кальция в пробе с ингибитором после термостатирования, мг/л;

С₀ - содержание катионов кальция в исходном растворе, мг/л.

Проводилось три параллельных определения эффективности ингибирования при каждой дозировке на модельных минерализованных водах гидрокарбонатно-натриевого (МПВ 1) и хлоридно-кальциевого типа (МПВ 2). Результаты представлены в таблице 2.

Определение гидрофобизирующей способности многофункционального реагента.

Гидрофобизирующую способность соединений (I) - (III) определяли по ингибированию набухаемости пластовой породы с использованием прибора Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. В качестве пластовой породы использовали дезинтегрированный керновый материал горных пород (15-17% глинистого материала) месторождения. Для сравнения характеристик набухания (% изменения объема) исследовали набухание материала породы пласта АС₁₂ в водных растворах. Результаты по набуханию приведены на фигуре, из которой видно, что в присутствии многофункционального реагента (I), (II) и (III) происходит подавление набухаемости глинистого материала с высокой эффективностью.

Определение растворимости горной породы.

Для определения растворимости горной породы использовали натурные образцы кернового материала Одесского месторождения: 1 - образец, в. палеоцен, алевролит; 2 - образец, н. палеоцен, известняк; 3 - образец, н. палеоцен, известняк; 4 - образец, в. палеоцен, алевролит песчаник.

Был приготовлен кислотный состав с содержанием соляной кислоты 24 об.% со следующим содержанием компонентов

Оценку действия кислотного состава на керн производили по количеству растворенной породы в течение 24 часов заданного времени при пластовой температуре (53°С). Для исследований использовали керновый материал фракции 0,1-0,2 мм.

Результаты исследования растворяющей способности кернового материала в кислотном составе представлена в таблице 2а.

Таблица 2а – Потеря массы образца кернового материала в кислотном составе

№ образца кернового
материала Потеря массы образца керна за 24 ч,
% 1 алевролит 7,4 2 известняк 80,8 3 известняк 81,6 4 песчаник 9,9

Отработанные растворы нейтрализовали 1н раствором NaOH с целью определения вторичного осадкообразования. В нейтрализованных растворах вторичного осадкообразования не происходило.

Определение коррозионной агрессивности кислотного состава (КС) с многофункциональным реагентом.

Определение коррозионной агрессивности КС проводили гравиметрическим методом с использованием стальных образцов по ГОСТ 9.506-87. Металлические образцы взвесили и поместили в стаканы с кислотными составами. Эксперимент проводили при 20°С в течение 24 часов и при 55°С в течение 5 часов.

Результаты эксперимента представлены в таблице 3.

Проведенные эксперименты позволяют обосновать концентрационные пределы для технологического раствора кислотного состава для обработки скважины, который представляет собой композиционную смесь с различным процентным содержанием соляной кислоты, многофункционального реагента (I) - (III), стабилизатора железа, например, лимонной кислоты, в следующих соотношениях, об.%:

соляная кислота 10-24;

многофункциональный реагент (I) - (III) 2-5;

стабилизатор железа 0,5-1;

вода - остальное.

Фильтрационные эксперименты с использованием КС с многофункциональным реагентом.

Фильтрационные эксперименты проводили с целью определения эффективности воздействия КС на карбонатные породы. В качестве контрольного эксперимента использовали образец породы 2. Порядок фильтрационных экспериментов был следующим:

1. Определение фильтрационно-емкостных характеристик кернового материала (геометрические размеры, пористость, проницаемость по газу)

2. Подготовка образцов керна (высушивание, определение веса образцов, создание остаточной водонасыщенности, определение проницаемости по газу с остаточной водонасыщенностью)

3. Проведение исследований на фильтрационной установке, моделирующей воздействие КС (постоянная скорость закачки, фиксация максимального давления закачки, расчет коэффициента изменения проницаемости)

Результаты фильтрационного эксперимента и условия его проведения приведены в таблице 4

Предлагаемый состав КС с реагентом многофункционального действия снижает коэффициент изменения проницаемости, по сравнению с соляной кислотой без модифицирующих добавок. В данном контексте это снижение следует рассматривать как положительный фактор, который позволяет предлагаемому КС обеспечить более глубокую обработку карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин в низкопроницаемых карбонатных коллекторах. Технический результат - увеличение проницаемости пласта за счет повышения глубины обработки, обработки низкопроницаемых зон пласта, предотвращения кольматации призабойной зоны продуктами реакции, предотвращения развития биоценоза, разглинизации призабойной зоны пласта. Состав для обработки призабойной зоны содержит, об.%: соляную кислоту или грязевую кислоту 10-24; многофункциональный реагент 2-5; стабилизатор железа 0,5-1; воду - остальное. Многофункциональный реагент представляет собой соль алкил С_10-16 триалкиламмония общей формулы (R₁R₂R₃R₄N)⁺An^-, где R₁=С₁₀Н₂₁-С₁₆Н₃₃, R₂=R₃=R₄=СН₃, An^- = фосфонат, формиат или ацетат-ион. Состав для обработки призабойной зоны дополнительно может содержать ингибитор коррозии в количестве 1-2 об.%. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл.

1. Состав для обработки призабойной зоны, содержащий соляную кислоту или грязевую кислоту, стабилизатор железа, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит многофункциональный реагент, представляющий собой соль алкил С_10-16 триалкиламмония, общей формулы (R₁R₂R₃R₄N)⁺An^-, где R₁=С₁₀Н₂₁ - С₁₆Н₃₃, R₂=R₃=R₄=СН₃, An^- = фосфонат, формиат или ацетат-ион, при следующем соотношении компонентов, об.%:

соляная кислота или грязевая кислота 10-24 указанный многофункциональный реагент 2-5 стабилизатор железа 0,5-1 вода остальное

2. Состав для обработки призабойной зоны по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит ингибитор коррозии в количестве 1-2 об.%.