Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора и способ обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора Российский патент 2024 года по МПК C09K8/74 E21B43/27 

[01] Область техники

[02] Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов, с применением химических средств, увеличивающих фильтрационные свойства продуктивного пласта как после первичного вскрытия, так и при снижении фильтрации пластового флюида в процессе эксплуатации.

[03] Уровень техники

[04] При первичном вскрытии пласта фильтрация призабойной зоны снижается за счет компонентов бурового раствора, фильтрующихся в поровое пространство, а именно бентонитовой глины, водорастворимых полимеров и карбонатных утяжелителей. Снижение фильтрации в призабойной зоне пласта при эксплуатации происходит по причине кристаллизации парафинов, асфальтенов и смол, их сорбции на минеральных компонентах призабойной зоны, а также по причине миграции минеральных частиц коллектора в область притока пластового флюида. Восстановление коллекторских свойств пласта возможно при воздействии на вышеперечисленные факторы снижения его проницаемости. В более предпочтительном случае воздействие состава для обработки должно быть направлено как на очищение закольматированных каналов призабойной зоны пласта и предотвращение последующей их кольматации, так и на образование новых каналов фильтрации пластового флюида.

[05] Широко известны способы воздействия на призабойную зону пласта кислотными растворами, глинокислотными растворами и растворами, содержащими в своем составе более двух кислот. К примеру, в патенте РФ на изобретение RU2467164, 20.11.2012 г. описан способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента. Недостатком использования кислотных составов является высокая коррозионная агрессия по отношению к трубному материалу и материалам устьевого оборудования, малая глубина проникновения составов в пласт, отсутствие воздействия на кольматирующие компоненты, такие как углеводороды, образование вторичных коль матирующих соединений в процессе реакции с породой, отсутствие долгосрочного эффекта прироста дебета после ввода скважины в работу.

[06] Известен способ воздействия на призабойную зону пласта пероксидом водорода, к примеру, в патенте РФ на изобретение RU2534870, 10.12.2014 г. описан способ, согласно которому осуществляют закачку в пласт одновременно 10,0-50,0%-ного водного раствора пероксида водорода и 1,0-30,0%-ного водного раствора или суспензии бикарбоната щелочного металла и/или бикарбоната аммония. При этом предварительно в пласте формируют катализаторную подушку, состоящую из глинистого бурового шлама, либо смеси оксидов переходных металлов. Недостатком данного способа является многостадийность обработки; отсутствие воздействия на глинистые и прочие минеральные компоненты призабойной зоны. Помимо этого, формирование на забое дисперсной катализаторной подушки может послужить причиной вторичной кольматации прискважинной зоны, так оксиды металлов в реакцию не вступают и не растворяются, а только катализируют разложение пероксида водорода.

[07] Известен также способ воздействия на призабойную зону растворами пероксида водорода (Патент США US4867238A, 19.09.1989 г. ), характеризующийся тем, что призабойная зона пласта обрабатывается последовательно кислотным раствором пероксида водорода и щелочным раствором пероксида водорода. Предпочтительно по данному способу использовать 10 - 90% раствор пероксида водорода в растворе соляной кислоты и в растворе гидроксида щелочного металла. Недостатком данного способа является необходимость транспортировать и хранить высококонцентрированные растворы пероксида водорода.

[08] Наиболее близким аналогом группы изобретений является способ и состав для обработки призабойной зоны пласта, описанный в патенте РФ на изобретение RU2777039, 01.08.2022 г. Состав включает пероксосольват фторида аммония, в который перед этапом вакуумной сушки или на этапе вакуумной сушки введен в количестве 3-15 мас. % комплекс поверхностно-активных веществ ПАВ - смесь анионных, и/или неионогенных, и/или амфотерных поверхностно-активных веществ со степенью оксиэтилирования от 6 до 12 и углеводородным радикалом от 6 до 10 в растворителе, и дополнительно аммоний фтористый безводный, при следующем соотношении компонентов, мас. %: пероксосольват фторида аммония с введенным комплексом ПАВ - 5,0 - 20,0, аммоний фтористый безводный 5,0 - 10,0, вода - остальное.

[09] Недостатком состава и способа обработки призабойной зоны пласта коллектора в соответствии с ближайшим аналогом является их низкая эффективность по отношению к обработке призабойной зоны пласта терригенного коллектора, поскольку в составе отсутствуют компоненты, увеличивающие степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, представленного песчаными и силикатными породами. Кроме того, указанные состав и способ не позволяют проводить обработку в высокотемпературных пластах (выше 50°С), поскольку используемый комплекс поверхностно-активных веществ, входящий в состав в соответствии с ближайшим аналогом, не стабилен в сочетании с пероксосольватом фторида аммония, в следствии чего происходит расслаивание системы при температуре выше 50°С.

[010] Раскрытие сущности изобретения

[011] Технической проблемой, на решение которой направлена заявленная группа изобретений, является недостаточная эффективность существующих способов обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора и составов, применяемых для этого, с целью увеличения производительности скважины.

[012] Технический результат, достигаемый заявленной группой изобретений, заключается в повышении коэффициента восстановления проницаемости пористого пространства призабойной зоны пласта терригенного коллектора, что приводит к увеличению производительности скважины, а также повышении стабильности способа обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора в диапазоне пластовых температур выше 50°С.

[013] Под коэффициентом восстановления проницаемости пористого пространства призабойной зоны пласта терригенного коллектора следует понимать отношение значений проницаемости терригенного коллектора на момент обработки (начальная проницаемость) и после воздействия указанным составом (восстановленная проницаемость).

[014] Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора включает 1,0 - 10,0 мас. % пероксосольвата фторида аммония, 0,5 - 3,0 мас. % неионогенного и/или анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), 1,0 - 15,0 мас. % аммонийной соли и воду, при этом содержание стабилизированного пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония составляет более 45,0 мас. %, указанное ПАВ содержит один или более атом азота, а в качестве аммонийной соли использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: цитрат аммония, нитрат аммония, сульфат аммония.

[01] В частных случаях реализации указанного состава:

[02] - в качестве неионогенного и/или анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), содержащего один или более атом азота, использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: триэтаноламин, лаурилсаркозинат натрия, дипроксамин;

[03] - состав дополнительно содержит взаимный растворитель в концентрации до 5,0 мас. %;

[04] - в качестве взаимного растворителя использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: изопропиловый спирт, уксусная кислота, метанол;

[05] - состав дополнительно содержит компонент, увеличивающий плотность состава, в концентрации 5,0 - 15,0 мас. %;

[06] - состав дополнительно содержит компонент, увеличивающий вязкость состава, в концентрации 0,1-3,0 мас. %.

[07] Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается также в способе обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора за счет того, что он включает обработку скважины составом для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора, включающем 1,0 - 10,0 мас. % пероксосольвата фторида аммония, 0,5 - 3,0 мас. % неионогенного и/или анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), 1,0 - 15,0 мас. % аммонийной соли и воду, в котором содержание стабилизированного пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония составляет более 45,0 мас. %, указанное ПАВ содержит один или более атом азота, а в качестве аммонийной соли использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: цитрат аммония, нитрат аммония, сульфат аммония, выдержку скважины на реагирование с составом в течение 4-48 часов без последующего удаления продуктов реакции.

[08] В частных случаях реализации указанного способа:

[09] - используемый состав дополнительно содержит взаимный растворитель в количестве до 5,0 мас. %,

[010] - используемый состав дополнительно содержит компонент, увеличивающий плотность состава, в концентрации 5,0-15,0 мас. %,

[011] - используемый состав дополнительно содержит компонент, увеличивающий вязкость состава, в количестве 0,1-3,0 мас. %.

[012] Достижение указанного технического результата обусловлено следующим.

[013] Наличие в заявленном способе и составе пероксосольвата фторида аммония в концентрации 1,0 10,0 мас. % в совокупности с аммонийной солью в концентрации 1,0 15,0 мас. % обеспечивает синергетический эффект при обработке терригенных коллекторов, который заключается в повышении фильтрационно-емкостных свойств песчаных, силикатных и глинистых пород и, как следствие, повышении восстановленной проницаемости терригенного коллектора. Указанный эффект обусловлен тем, что в результате реагирования пероксосольвата фторида аммония выделяется окислитель (пероксид водорода) и фторид аммония, которые воздействуют на компоненты глинистых и песчаных пород терригенного коллектора, при этом аммонийная соль оказывает разрушающее действие на ассоциированные молекулы воды, что снижает вязкость водной фазы. К примеру, при гидролизе цитрата аммония образуется лимонная кислота и аммиак, а при гидролизе фторида аммония - плавиковая кислота, при этом образованная лимонная кислота ингибирует реакционную активность плавиковой кислоты, таким образом происходит более равномерная реакция с породой, а также замедляется рост рН, что позволяет глубже проникнуть пероксиду водорода в пласт. Образующиеся в ходе гидролиза ионы аммония выступают в качестве ингибитора глин.

[014] Концентрации пероксосольвата фторида аммония менее 1,0 мас. % и аммонийной соли менее 1,0 мас. % не достаточно для эффективного воздействия на породы, образующие терригенный коллектор, а при концентрациях указанных веществ в составе более 10,0 мас. % и 15 мас. % возникает риск образования осадков и повышается коррозионная активность указанного компонента.

[015] Применение неионогенного и/или анионного ПАВ, содержащего в своем составе один или более атома азота в концентрации 0,5 - 3,0 мас. % обусловлено тем, что данный вид ПАВ наиболее стабилен в сочетании с пероксосольватом фторида аммония, поскольку оба вещества имеют сродства, так как содержат атомы азоты. Применение указанных ПАВ позволяет стабилизировать систему в широком диапазоне температур, увеличить степень воздействия основных действующих веществ в виде пероксосольвата фторида аммония и аммонийной соли по толщине и глубине пласта и обеспечить равномерное распределение реагента в зоне обработки. При концентрации указанных ПАВ менее 0,5 мас. % не достигается необходимая для достижения технического результатам степень воздействия пероксосольвата фторида аммония и аммонийной соли, а при концентрации более 3,0 мас. % возможно образование водо-нефтяных эмульсий.

[016] Применение в составе пероксосольвата фторида аммония, содержащего более 45 мас. % стабилизированного пероксида водорода, обеспечивает поступление большего количества пероксида водорода в обрабатываемую зону пласта в ходе химической реакции пероксосольвата фторида аммония и углеводородов, по сравнению с аналогом, что обеспечивает высокую эффективность обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора при меньшей концентрации пероксосольвата фторида аммония, а именно от 1,0 до 10,0 мас. %, в то время как в ближайшем аналоге концентрация пероксосольвата фторида аммония составляет от 5,0 до 20,0 мас. %, что повышает технико-экономическую эффективность заявленного способа обработки.

[017] Осуществление изобретения

[018] Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллекторов включает 1,0 - 10,0 мас. % пероксосольвата фторида аммония, 0,5 - 3,0 мас. % неионогенного и/или анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ) с одним или более атомом азота, 1,0 - 15,0 мас. % аммонийной соли и воду. Содержание стабилизированного пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония составляет не менее 45 мас. %.

[019] В качестве аммонийной соли может быть использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: цитрат аммония, нитрат аммония, сульфат аммония.

[020] В качестве неионогенного и/или анионного ПАВ, содержащего один или более атом азота, может быть использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: триэтаноламин, лаурилсаркозинат натрия, дипроксамин. Также могут быть использованы другие ПАВ, содержащие атомы азоты, в зависимости от свойств минерального состава коллектора и от совместимости с пластовым флюидом.

[021] Для увеличения плотности заявленный состав может дополнительно содержать неорганическую соль, предпочтительно, хлористый калий в концентрации 5-15 мас. %. Также заявленный состав может дополнительно содержать компонент, увеличивающий вязкость состава, например водорастворимый полимер, предпочтительно, поливинилпирролидон, для увеличения вязкости состава в концентрации 0,1-3 мас. %.

[022] Заявленный состав поступает на месторождение в виде кристаллического порошка, рабочий раствор готовится непосредственно перед применением с использованием пресной, минерализованной либо подтоварной водой. После полного растворения пероксосольвата фторида аммония и указанных компонентов раствор готов к закачке. Обработку скважины заявленным составом и способом осуществляют путем закачки указанного состава в скважину с использованием насосного агрегата (например, ЦА-320/СИН-32). Выдержку скважины на реагирование с заявленным составом осуществляют в течение 4-48 часов, в зависимости от пластовых условий. Извлечение продуктов реакции из скважины после обработки не требуется, так как производится перепродавка состава в пласт.

[023] С целью доказательства соответствия группы изобретений критерию «промышленная применимость» приведены примеры приготовления заявленного состава в лабораторных условиях и его основные технические характеристики в зависимости от дозировок компонентов.

[024] Пример 1. Брали 1 г пероксосольват фторида аммония в виде сухого сыпучего реагента, растворяли в воде, после чего добавляли 0,5 г лаурилсаркозинат натрия в качестве ПАВ, 1,0 г аммонийную соль в виде цитрата аммония, что обеспечивало следующее количественное содержание реагентов в готовом составе, мас. %: пероксосольват фторида аммония 1%, ПАВ (лаурилсаркозинат натрия) 0,5%, цитрат аммония 1,0%, вода 97,5%..

[025] Пример 2. Брали 5,5 г пероксосольват фторида аммония в виде сухого сыпучего реагента, растворяли в воде, после чего добавляли 1,5 г триэтаноламин в качестве ПАВ, 8,0 г, аммонийную соль в виде нитрата аммония, 3,0 г взаимный растворитель в виде уксусной кислоты, что обеспечивало следующее количественное содержание реагентов в готовом составе, мас. %: пероксосольват фторида аммония - 5,5%, ПАВ (триэтаноламин) -1,5%, цитрат аммония - 8,0%, уксусная кислота - 3,0%, вода - 82%.

[026] Пример 3. Брали 10 г пероксосольват фторида аммония в виде сухого сыпучего реагента, растворяли в воде, после чего добавляли 3,0 г лаурилсаркозинат натрия в качестве ПАВ, 15 г, аммонийную соль в виде сульфата аммония, что обеспечивало следующее количественное содержание реагентов в готовом составе, мас. %: пероксосольват фторида аммония - 10,0%, ПАВ - 3,0%, сульфат аммония - 15,0%, вода -72%.

[027] Представленные выше примеры демонстрируют осуществление изобретения, но не ограничивают его.

[028] Для подтверждения характеристик и свойств состава по изобретению были проведены лабораторные исследования по измерению восстановленной проницаемости призабойной зоны пласта терригенных коллекторов. Тестирование на восстановление проницаемости проводилось на установке моделирования пластовых условий ПУМА-650. В качестве углеводородной жидкости, имитирующей пластовую нефть, использовался керосин марки ТС-1.

[029] Для выполнения испытаний были отобраны шесть стандартных цилиндрических образцов керна длиной и диаметром 30 мм схожего терригенного состава, представляющих собой малопроницаемые глинистые породы. Три образца керна были обработаны составом в соответствии с заявленным изобретением, другие три образца - в соответствии с ближайшим аналогом. Ниже в общем виде описан порядок проведения испытаний.

[030] Образец керна помещался в кернодержатель автоматизированной установки моделирования пластовых условий ПУМА-650 и герметизировался под ограничивающим давлением 24,0 МПа до температуры 80°С. Далее была осуществлена фильтрация керосина в направлении «пласт скважина» до тех пор, пока объем просочившегося флюида не составил 500 мл или не стабилизировался перепад давления на образце керна. В этот момент фиксировалась начальная проницаемость. Далее образец керна подвергался воздействию исследуемым составом в направлении «скважина пласт». Далее было осуществлено возобновление фильтрации керосина в направлении «пласт-скважина» до тех пор, пока объем просочившегося флюида не составил 500 мл или не стабилизировался перепад давления на образце керна. В этот момент фиксировалась восстановленная проницаемость.

[031] Результаты исследований образцов, обработанных составом в соответствии с заявленной группой изобретений и составом в соответствии с ближайшим аналогом представлены в таблице 1, где пероксосольват фторида аммония обозначен как ПФА.

[033] Результаты лабораторных испытаний образцов, обработанных заявленным составом, приготовленным по описанным выше примерам № 1-3, а также результаты испытаний образцов, обработанных составом по ближайшему аналогу, приведенные в таблице 1, подтверждают повышение коэффициента восстановления проницаемости пористого пространства призабойной зоны пласта терригенных коллекторов в сравнении с ближайшим аналогом, что свидетельствует о повышении производительности скважины при обработке призабойной зоны пласта терригенного коллектора способом и составом в соответствии с заявленным изобретением.

[034] Определение стабильности заявленного состава и способа обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора, а также состава в соответствии с ближайшим аналогом производили при контакте соответствующих составов с навеской породы в сушильном шкафу в широком диапазоне температур на протяжении не менее 4-х часов. Результаты отображены в таблице 2.

[036] Анализ полученных результатов испытаний показывает, что состав в соответствии с ближайшим аналогом нестабилен при температурах выше 50°С, поскольку наблюдалось его расслоение, в то время как состав в соответствии с заявленным изобретением остается стабильным во всем диапазоне исследуемых температур, что обеспечивает повышение стабильности заявленного способа обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение коэффициента восстановления проницаемости пористого пространства призабойной зоны пласта терригенного коллектора, увеличение производительности скважины, повышение стабильности способа обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора в диапазоне пластовых температур выше 50°С. Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора содержит, мас.%: пероксосольват фторида аммония 1,0-10,0; неионогенное и/или анионное поверхностно-активное вещество ПАВ, содержащее один или более атомов азота, 0,5-3,0; аммонийная соль 1,0-15,0; вода - остальное. При этом в качестве аммонийной соли использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: цитрат аммония, нитрат аммония, сульфат аммония, а содержание стабилизированного пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония составляет не менее 45 мас.%. Способ обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора включает обработку указанным выше составом и выдержку скважины на реагирование с указанным составом в течение 4-48 ч без последующего удаления продуктов реакции. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

1. Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора, включающий пероксосольват фторида аммония, неионогенное и/или анионное поверхностно-активное вещество (ПАВ), аммонийную соль и воду, отличающийся тем, что

- содержание стабилизированного пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония составляет более 45,0 мас.%,

- указанное ПАВ содержит один или более атомов азота,

- в качестве аммонийной соли использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: цитрат аммония, нитрат аммония, сульфат аммония,

при следующем соотношении компонентов, мас.%:

пероксосольват фторида аммония 1,0-10,0 неионогенное и/или анионное ПАВ, содержащее один или более атомов азота 0,5-3,0 указанная аммонийная соль 1,0-15,0 вода остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве неионогенного и/или анионного ПАВ, содержащего один или более атомов азота, использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: триэтаноламин, лаурилсаркозинат натрия, дипроксамин.

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит взаимный растворитель в количестве до 5,0 мас.%

4. Состав по п. 3, отличающийся тем, что в качестве взаимного растворителя использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: изопропиловый спирт, уксусная кислота, метанол.

5. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит компонент, увеличивающий плотность состава, в концентрации 5,0-15,0 мас.%.

6. Состав п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит компонент, увеличивающий вязкость состава, в концентрации 0,1-3,0 мас.%.

7. Способ обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора, включающий обработку скважины составом для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора, включающим пероксосольват фторида аммония, неионогенное и/или анионное поверхностно-активное вещество ПАВ, аммонийную соль и воду, в котором содержание стабилизированного пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония составляет более 45,0 мас.%, указанное ПАВ содержит один или более атомов азота, а в качестве аммонийной соли использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: цитрат аммония, нитрат аммония, сульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:

пероксосольват фторида аммония 1,0-10,0 неионогенное и/или анионное ПАВ, содержащее один или более атомов азота 0,5-3,0 указанная аммонийная соль 1,0-15,0 вода остальное,

выдержку скважины на реагирование с указанным составом в течение 4-48 ч без последующего удаления продуктов реакции.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что используемый состав дополнительно содержит взаимный растворитель в количестве до 5,0 мас.%.

9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что используемый состав дополнительно содержит компонент, увеличивающий плотность состава, в концентрации 5,0-15,0 мас.%.

10. Способ по п. 7, отличающийся тем, что используемый состав дополнительно содержит компонент, увеличивающий вязкость состава, в количестве 0,1-3,0 мас.%.