Состав для обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора и способ обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора Российский патент 2025 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 карбонатных 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 RU 2467164, 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 кольматирующих 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 RU 2534870, 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 US 4867238 A, 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 RU 2777039, 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 карбонатного коллектора, поскольку в составе отсутствуют компоненты, увеличивающие степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, представленного карбонатными 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, нестабилен в сочетании с пероксосольватом фторида аммония, вследствие чего происходит расслаивание системы при температуре выше 50°С.

[010] Также при обработке карбонатных коллекторов составом в соответствии с ближайшим аналогом могут образовываться твердые продукты реакции с породой (тонкодисперсный фторид кальция), которые требуют дополнительного удаления.

[011] Раскрытие сущности изобретения

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

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

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

[015] Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны пласта карбонатного 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.% хелатирующего агента и воду, при этом содержание стабилизированного пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония составляет более 45 мас.%, указанное ПАВ содержит один или более атом азота, состав дополнительно содержит хелатирующий агент, в качестве которого использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: динатривая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон Б, тринатриевая соль метилглицин диуксусной кислоты, гексаметаполифосфат натрия.

[016] В частных случаях реализации указанного состава:

[017] - 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;

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

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

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

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

[022] Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается также в способе обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора за счет того, что он включает обработку скважины составом для обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора, включающем пероксосольват фторида аммония, неионогенное и/или анионное поверхностно-активное вещество ПАВ 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, состав дополнительно содержит хелатирующий агент, в качестве которого использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: динатривая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон Б, тринатриевая соль метилглицин диуксусной кислоты, гексаметаполифосфат натрия, при следующем соотношении компонентов: пероксосольват фторида аммония 1,0-10,0 мас.%, указанное ПАВ 0,5-3,0 мас.%, указанный хелатирующий агент 1,0-15,0 мас.%, вода - остальное, выдержку скважины на реагирование с составом в течение 4-48 часов без последующего удаления продуктов реакции.

[023] В частных случаях реализации указанного состава:

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

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

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

Достижение указанного технического результата обусловлено следующим.

[028] При обработке заявленным способом и составом призабойной зоны пласта карбонатных коллекторов ввиду воздействия пероксосольвата фторида аммония на карбонатную породу происходит образование тонкодисперсного фторида кальция, при этом присутствие хелатирующего агента в заявленном составе предотвращает выпадение указанного выше осадка за счет ингибирования образования кристаллов фтористого кальция. Также одновременное содержание в составе пероксосольвата фторида аммония в концентрации 1,0-10,0 мас.% и хелатирующего агента в концентрации 1,0-15,0 мас.% обеспечивает синергетический эффект, повышающий фильтрационно-емкостные свойства карбонатной породы. Это объясняется гидрофилизующим воздействием фтор-ионов на поверхность каверн и трещин карбонатного коллектора. Склонная к олеофильности, структура карбонатных минералов препятствует свободному движению нефтяного флюида. Углеводороды сорбируются на поверхности зерен и испытывают силы сопротивления на трение при контакте с породой. Изменение свойств смачиваемости позволяет облегчить движение флюида по коллектору, увеличить дебет по нефти и снизить обводненность. Также в ходе реакции пероксосольвата фторида аммония с карбонатной породой происходит обильное газовыделение. Образующиеся газы воздействуют на пластовый флюид, снижая его вязкость и увеличивая подвижность. При этом диоксид углерода, образующийся при реакции с карбонатными минералами, имеет хорошую растворимость в нефти и разжижает ее, а образующийся в процессе разложения пероксида водорода кислород окисляет тяжелые углеводороды в пластовых условиях. Обильное газовыделение также плодотворно влияет на образование трещин, что в условиях карбонатных коллекторов является основополагающим фактором в увеличении фильтрационных свойств породы.

[029] Концентрации пероксосольвата фторида аммония менее 1,0 мас.% и хелатирующего агента менее 1,0 мас.% недостаточно для эффективного воздействия на породы, образующие карбонатный 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.

[030] Применение неионогенного и/или анионного ПАВ, содержащего в своем составе один или более атома азота, обусловлено тем, что данный вид ПАВ наиболее стабилен в сочетании с пероксосольватом фторида аммония, поскольку оба вещества имеют сродство, так как содержат атомы азота. Применение указанных ПАВ позволяет стабилизировать систему в широком диапазоне температур, увеличить степень воздействия основных действующих веществ в виде пероксосольвата фторида аммония и хелатирующего агента 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 результата степень воздействия пероксосольвата фторида аммония и хелатирующего агента, а при концентрации более 3,0 мас.% возможно образование водонефтяных эмульсий.

[031] 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 коллектора при меньшей концентрации основного компонента, 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.

[032] Осуществление изобретения

[033] Состав для обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора 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.% хелатирующего агента и воду. Содержание стабилизированного пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония составляет не менее 45 мас.%.

[034] В качестве хелатирующего агента может быть использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: динатривая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б), тринатриевая соль метилглицин диуксусной кислоты (MGDA), гексаметаполифосфат натрия (SHMP).

[035] 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.

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

[037] Заявленный состав поступает на месторождение в виде кристаллического порошка, рабочий раствор готовится непосредственно перед применением и может затворятся 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 (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.

[038] 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.

[039] Пример 1

Брали 1 г пероксосольвата фторида аммония в виде сухого сыпучего реагента, растворяли в воде, после чего добавляли 0,5 г триэтаноламина в качестве ПАВ, 1,0 г трилона Б в качестве хелатирующего агента, 5,0 г хлористого калия, что обеспечивало следующее количественное содержание реагентов, мас.%: пероксосольват фторида аммония - 1, ПАВ (триэтаноламин) - 0,5, хелатирующий агент (трилон Б) - 1,0, хлористый калий - 5,0, вода - 92,5.

[040] Пример 2

Брали 5,5 г пероксосольвата фторида аммония в виде сухого сыпучего реагента, растворяли в воде, после чего добавляли 1,5 г дипроксамина в качестве ПАВ, 8,0 г хелатирующего агента в виде гексаметаполифосфата (SHMP), 3,0 г взаимного растворителя в виде изопропилового спирта, что обеспечивало следующее количественное содержание реагентов, мас.%: пероксосольват фторида аммония - 5,5, ПАВ (дипроксамин) - 1,5, изопропиловый спирт - 3,0, гексаметаполифосфат (SHMP) - 8,0, вода - 82.

[041] Пример 3

Брали 10 г пероксосольвата фторида аммония в виде сухого сыпучего реагента, растворяли в воде, после чего добавляли 3,0 г лаурилсаркозината натрия в качестве ПАВ, 15,0 г хелатирующего агента в виде тринатриевой соли метилглицин диуксусной кислоты (MGDA), 1,0 г поливинилпирролидона (PVP), что обеспечивало следующее количественное содержание реагентов, мас.%: пероксосольват фторида аммония - 10,0, ПАВ (лаурилсаркозинат натрия) 3,0, MGDA 15,0, поливинилпирролидон - 1,0, вода - 71,0.

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

[043] Для подтверждения свойств состава по изобретению были проведены лабораторные испытания по измерению восстановленной проницаемости призабойной зоны пласта карбонатных 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.

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

[045] 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.

[046] Результаты обработки данных образцов составами в соответствии с заявленной группой изобретений и составами в соответствии с ближайшим аналогом представлены в таблице 1, где пероксосольват фторида аммония обозначен как ПФА.

[047] Таблица 1. Результаты исследований проницаемости образцов керна

[048] Результаты лабораторных испытаний образцов, обработанных заявленным составом по настоящему изобретению, 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 карбонатных коллекторов в сравнении с ближайшим аналогом, что свидетельствует о повышении производительности скважины при обработке призабойной зоны пласта карбонатного коллектора способом и составом в соответствии с заявленным изобретением.

[049] Определение стабильности заявленного состава и способа обработки призабойной зоны пласта карбонатного 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, где пероксосольват фторида аммония обозначен как ПФА.

[050] Таблица 2. Результаты стабильности заявленного способа обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора

[051] 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 карбонатного коллектора.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение коэффициента восстановления проницаемости пористого пространства призабойной зоны пласта карбонатного коллектора, увеличение производительности скважины, повышение стабильности способа обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора в диапазоне пластовых температур выше 50°С. Состав для обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора включает, мас.%: пероксосольват фторида аммония 1,0-10,0; неионогенное и/или анионное поверхностно-активное вещество, содержащее один или более атом азота, 0,5-3,0; хелатирующий агент 1,0-15,0; вода остальное. Содержание стабилизированного пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония составляет более 45,0 мас.%. В качестве хелатирующего агента использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: динатривая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон Б, тринатриевая соль метилглицин диуксусной кислоты, гексаметаполифосфат натрия. Способ обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора включает обработку скважины указанным выше составом для обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора 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 карбонатного коллектора, включающий пероксосольват фторида аммония, неионогенное и/или анионное поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, отличающийся тем, что

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

указанное ПАВ содержит один или более атом азота,

состав дополнительно содержит хелатирующий агент, в качестве которого использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: динатривая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон Б, тринатриевая соль метилглицин диуксусной кислоты, гексаметаполифосфат натрия,

при следующем соотношении компонентов, мас.%:

пероксосольват фторида аммония 1,0-10,0 указанное ПАВ 0,5-3,0 указанный хелатирующий агент 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 атом 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 по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит компонент, увеличивающий вязкость состава, в концентрации 0,1-3,0 мас.%.

7. Способ обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора, включающий обработку скважины составом для обработки призабойной зоны пласта карбонатного коллектора, включающим пероксосольват фторида аммония, неионогенное и/или анионное поверхностно-активное вещество ПАВ 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, состав дополнительно содержит хелатирующий агент, в качестве которого использовано по меньшей мере одно вещество из ряда: динатривая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон Б, тринатриевая соль метилглицин диуксусной кислоты, гексаметаполифосфат натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

пероксосольват фторида аммония 1,0-10,0 указанное ПАВ 0,5-3,0 указанный хелатирующий агент 1,0-15,0 водa остальное,

осуществление выдержки 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 концентрации 0,1-3,0 мас.%.