Способ очистки ствола скважины от фильтрационной корки бурового раствора Российский патент 2025 года по МПК E21B43/27 C09K8/528 

[01] Область техники

[02] Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны ствола скважины перед добычей нефти или газа с целью удаления полимерно-карбонатной фильтрационной корки, сформированной при фильтрации бурового биополимерного раствора при бурении скважины с открытым забоем, и может применяться на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на безглинистых утяжеленных буровых растворах.

[03] Уровень техники

[04] Во время бурения продуктивного пласта происходит образование полимерно-карбонатной фильтрационной корки бурового раствора, применяемого для обеспечения безаварийного проведения работ, на стенки скважины и частичная инфильтрация суспендированных твердых частиц бурового раствора в призабойную зону ствола, что, в свою очередь, негативно влияет на уровень достигаемого дебета при вводе скважины в эксплуатацию. В связи с этим буровые растворы после окончания работ должны быть полностью удалены из ствола скважины и призабойной зоны пласта, а восстановление коллекторских свойств продуктивного пласта возможно только в результате удаления фильтрационной корки, сформированной при фильтрации описанного выше бурового раствора в пласт в процессе первичного вскрытия. Удаление фильтрационной корки осуществляют при помощи специальных составов (брейкеров, брейкерных составов, брейкерных растворов) за счет биологической или химической деструкции реагентов, входящих в состав бурового раствора и формирующих фильтрационную корку, подлежащую удалению.

[05] Наиболее близким аналогом изобретения является способ обработки призабойной зоны нефтегазового пласта с целью удаления фильтрационной корки, описанный в патенте РФ на изобретение RU2759042, 09.11.2021 г. Способ очистки ствола скважины включает обработку скважины составом, который содержит 0,7-15,0 мас. % пероксосольват фторида калия KF⋅H₂O₂, 0,5-15,0 мас. %, нитрат аммония NH₄NO₃ и воду, при этом контактирование скважины с указанным раствором осуществляют в течение от 2 до 24 часов.

[06] Недостатком указанного способа является его низкая эффективность применительно к удалению фильтрационной корки бурового раствора при применении на месторождениях добычи углеводородного сырья, где производят бурение скважины при температурах ниже 25°С, поскольку при таких условиях эксплуатации действующее вещество состава (пероксосольват фторида калия), которым обрабатывают скважину, не обеспечивает полное растворение крахмалосодержащих компонентов фильтрационной корки.

[07] Также к недостатку способа можно отнести необходимость использования дополнительных компонентов (нитрата аммония) помимо основного действующего вещества (пероксосольвата фторида калия), поскольку в случае отсутствия нитрата аммония при обработке скважины только лишь раствором пероксосольвата фторида калия образуется тонкодисперстный осадок фтористого кальция, который также требует дополнительного удаления.

[08] Помимо устранения вышеперечисленных недостатков требуется разработка такого способа очистки ствола скважины от фильтрационной корки бурового раствора, при котором будет осуществлено не только эффективное удаление фильтрационной корки (не менее 100%), но и обеспечен высокий уровень восстановления проницаемости прискважинной зоны, а именно оказано разрушающее воздействие на суспендированные твердые частицы, инфильтрованные из бурового раствора в пласт.

[09] Раскрытие сущности изобретения

[010] Технической проблемой, на решение которой направлено заявленное изобретение, является недостаточно широкий диапазон пластовых температур, при котором обеспечиваются эффективное удаление фильтрационной корки бурового раствора и восстановление проницаемости прискважинной зоны известными способами очистки ствола скважины от фильтрационной корки.

[011] Технический результат изобретения заключается в увеличении диапазона пластовых температур (от 15 до 120°С), при котором обеспечиваются одновременно эффективное удаление фильтрационной корки бурового раствора и увеличение коэффициента восстановления проницаемости призабойной зоны скважины.

[012] Под эффективным удалением фильтрационной корки бурового раствора следует понимать равномерное растворение фильтрационной корки бурового раствора в объеме не менее 100%.

[013] Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что способ очистки ствола скважины от фильтрационной корки бурового раствора включает закачку и выдержку в стволе скважины состава, содержащего пероксосольват фторида аммония и воду, при этом указанный состав содержит пероксосольват фторида аммония с концентрацией пероксида водорода в количестве более 45 мас. % и дополнительно поверхностно-активный смачивающий агент - триэтаноламин при следующем содержании компонентов состава, мас. %: пероксосольват фторида аммония -0,5 10, триэтаноламин - 0,01-5,0, вода остальное, выдержку указанного состава в стволе скважины осуществляют в течение 24-72 ч.

[014] В частных случаях реализации изобретения:

[015] - используют состав, дополнительно содержащий компонент, увеличивающий рН состава, в количестве 0,001-1,0 мас. %;

[016] - в качестве компонента, увеличивающего рН состава, использован гидроксид калия или неорганическая соль;

[017] - используют состав, дополнительно содержащий компонент, снижающий рН состава, в количестве 0,001-1,0 мас. %.

[018] - в качестве компонента, снижающего рН состава, использована органическая или неорганическая кислота;

[019] - используют состав, дополнительно содержащий компонент, увеличивающий плотность состава, в количестве 0,1-20 мас. %;

[020] - используют состав, дополнительно содержащий взаимный растворитель в количестве 0,1-5,0 мас. %;

[021] - в качестве взаимного растворителя использовано вещество из ряда: изо-пропиловый спирт, уксусная кислота, метанол.

[022] Достижение указанного технического результата обусловлено следующим. При контакте водного раствора пероксосольвата фторида аммония в концентрации от 0,5 до 10,0 мас. % с фильтрационной коркой бурового раствора выделяется окислитель (пероксид водорода). Равномерное высвобождение активных радикалов, образующихся при разложении пероксида водорода, обеспечивает равномерное разрушение полисахаридной части фильтрационной корки. Фторид аммония выполняет роль стабилизирующего агента по отношению к пероксиду водорода, а также растворяет кислоторастворимые компоненты бурового раствора.

[023] Концентрации водного раствора пероксосольвата фторида аммония менее 0,5 мас. % не обеспечивают полного растворения фильтрационной корки, а при концентрации указанного раствора более 10,0 мас. % повышается коррозионная активность указанного компонента, что может привести к повреждению оборудования, используемого при добыче пластового флюида.

[026] Скорость реакции взаимодействия пероксосольвата фторида аммония с кислоторастворимыми веществами, входящими в состав фильтрационной корки бурового раствора выше, чем у пероксосольвата фторида калия по ближайшему аналогу за счет того, что концентрация пероксида водорода в пероксосольвате фторида аммония выше (не менее 45 мас. %), чем концентрация пероксида водорода в пероксосольвате фторида калия по ближайшему аналогу. Также при контакте пероксосольвата фторида калия по ближайшему аналогу с компонентами фильтрационной корки образуется щелочная среда, а при контакте пероксосольвата фторида аммония - кислая. Кислая среда усиливает эффект разложения полисахаридных компонентов фильтрационной корки, за счет чего указанная реакция может протекать при пониженных пластовых температурах (от 15°С) в сравнении с ближайшим аналогом, у которого нижняя граница пластовых температур, обеспечивающая достаточную скорость реакции разложения полисахаридных компонентов фильтрационной корки, составляет не менее 25°С,

[027] Также при обработке скважины составом, содержащим пероксосольват фторида аммония, в силу наличия ионов аммония в пластовых условиях образуются растворимые комплексы кальция - аммиакаты. Данный фактор снижает риски образования вторичной кольматации скважины.

[028] Совокупность перечисленных выше свойств состава, используемого в заявленном способе очистки скважины от фильтрационной корки, обеспечивает не только удаление фильтрационной корки бурового раствора, но и повышение проницаемости призабойной зоны скважины после удаления фильтрационной корки заявленным способом.

[029] Осуществление изобретения

[030] Заявленный способ очистки ствола скважины от фильтрационной корки бурового раствора может быть использован в широком диапазоне пластовых температур, а именно от 15 до 120°С.

[031] Заявленный состав поступает на месторождение в виде водного раствора пероксосольват фторида аммония в концентрации 0,5 -10 мас. % или указанный водный раствор готовят непосредственно перед применением, используя пероксосольват фторида аммония в виде порошка. Обработку скважины с целью удаления фильтрационной корки бурового раствора заявленным способом осуществляют путем закачки состава в скважину с использованием насосного агрегата (например, ЦА-320/СИН-32). Выдержку скважины на реагирование с составом осуществляют, предпочтительно, в течение 24-48 часов. Время выдержки зависит от пластовых условий.

[032] Состав, используемый для обработки в заявленном способе, в зависимости от пластовых условий и свойств бурового раствора, образующего фильтрационную корку, подлежащую удалению, может содержать дополнительные компоненты, в частности:

[033] - компонент для увеличения рН состава в количестве 0,001-1,0 мас. %. В качестве такого компонента могут быть использованы гидроксид калия или неорганическая соль с рН выше 7, например, фосфат калия, пирофосфат калия или оксолат калия.

[034] - компонент для снижения рН состава в количестве 0,001-1,0 мас. %. В качестве такого компонента могут быть использованы органическая или неорганическая кислоты, например, соляная, лимонная, сульфаминовая кислоты;

[035] - смачивающий агент в виде анионного и/или неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ), содержащего один или более атом азота, в количестве 0,01-5,0 мас. %, например, триэтаноламин.

[036] - компонент, увеличивающий его плотность, предпочтительно, хлорид калия, в количестве 0,1-20 мас. %.

[037] - взаимный растворитель в количестве 0,1-5,0 мас. %, например, изопропиловый спирт, уксусная кислота, метанол.

[038] Ниже приведены примеры приготовления состава, используемого в заявленном способе очистки ствола скважины от фильтрационной корки бурового раствора, в лабораторных условиях.

[039] Пример №1: берут 165 мл водопроводной воды, в ней растворяют при перемешивании на верхнеприводной мешалке 25 г хлорида калия, затем добавляют 0,2 г пероксосольвата фторида аммония, 0,05 г гидроксида калия. В процессе приготовления осуществляют постоянное перемешивание раствора на верхнеприводной мешалке. Таким образом, обеспечивают следующее содержание компонентов, мас. %: пероксосольват фторида аммония - 0,5, гидроксида калия - 0,026, хлорид калия - 13,14, вода -остальное.

[040] Пример №2: берут 165 мл водопроводной воды, в ней растворяют при перемешивании на верхнеприводной мешалке 22,9 г хлорида калия, затем добавляют 10,0 г пероксосольвата фторида аммония, 0,1 г лимонной кислоты, ПАВ (триэтаноламин) 2,0 г. В процессе приготовления осуществляют постоянное перемешивание раствора на верхнеприводной мешалке. Таким образом, обеспечивают следующее содержание компонентов, мас. %: пероксосольват фторида аммония - 5,0, хлорид калия - 11,45, лимонная кислота - 0,05, триэтаноламин - 1,0, вода - остальное.

[041] Пример №3: берут 165 мл водопроводной воды, в ней растворяют при перемешивании на верхнеприводной мешалке 15 г хлорида калия, затем добавляют 20 г пероксосольвата фторида аммония. В процессе приготовления осуществляют постоянное перемешивание раствора на верхнеприводной мешалке. Таким образом, обеспечивают следующее содержание компонентов, мас. %: пероксосольват фторида аммония - 10, хлорид калия - 7,5, вода - остальное.

[042] Для приготовления указанного состава пригодна любая вода - пресная, минерализованная, пластовая и т.д., или их смеси.

[043] Для подтверждения описанных выше характеристик способа очистки ствола скважины по изобретению были проведены испытания по удалению фильтрационной корки, сформированной буровым раствором, а также по определению восстановленной проницаемости пласта, в заявленном диапазоне температур, а именно 15±2°С, 75°С±2°С и 120±2°С (далее - исследуемая температура). Для выполнения испытаний были подготовлены 6 стандартных цилиндрических образцов керна длиной и диаметром 30 мм. Ниже приведена методика проведения испытаний в общем виде.

[044] Образец керна помещали в кернодержатель автоматизированной установки моделирования пластовых условий СМП-ФЕС 3А для герметизации под ограничивающим давлением 24,1 МПа до уровня исследуемой температуры. Далее была осуществлена фильтрация флюида на примере керосина в направлении «пласт скважина» до тех пор, пока объем просочившегося флюида не составил 500 мл или не стабилизировался перепад давления на образце керна, после чего зафиксирована начальная проницаемость образца. Далее образец керна подвергся воздействию составом бурового раствора в направлении «скважина пласт» в течение 16 часов (включая начальную прокачку). Далее образец керна подвергся воздействию исследуемым составом в направлении «скважина - пласт» в течении 24 часов. Под исследуемым составом следует понимать состав, применяемый в соответствии с заявленным изобретением, а также в соответствии с ближайшим аналогом. Далее была определена проницаемость образца керна, для чего 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. Результаты описанных выше испытаний, включая результаты определения коэффициента восстановленной проницаемости представлены в таблице 1.

[046] Под коэффициентом восстановления проницаемости пласта следует понимать отношение значений проницаемости образца после удаления фильтрационной корки, образованной буровым раствором (восстановленной проницаемости) к начальной проницаемость образца (до воздействия буровым раствором).

[047] Также определялось разрушающее действие брейкера по отношению к фильтрационной корке при различной температуре. В таблицах 2 представлены результаты испытаний.

[048] Предварительно модель фильтрационной корки нарабатывалась на керамических дисках, в НРНТ фильтр прессе под давлением 500 psi в течении 30 минут. Далее диски помещались в стакан с брейкерным составом, соответствующий заявленному изобретению (примеры №1-3) и состав в соответствии с ближайшим аналогом, где выдерживались в течении 48 часов.

[050] Как видно из результатов испытаний, представленных в таблицах 2 и 3, способ очистки ствола скважины от фильтрационной корки бурового раствора в соответствии в заявленным изобретением обеспечивает как равномерное растворение фильтрационной корки бурового раствора в объеме не менее 100%, так и увеличение проницаемости призабойной зоны скважины, выраженной в увеличении коэффициента восстановленной проницаемости, в более широком диапазоне пластовых температур в сравнении со способом по ближайшему аналогу.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны ствола скважины перед добычей нефти или газа с целью удаления полимерно-карбонатной фильтрационной корки, сформированной при фильтрации бурового биополимерного раствора при бурении скважины с открытым забоем, и может применяться на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на безглинистых утяжеленных буровых растворах. Технический результат - увеличение диапазона пластовых температур от 15 до 120°С, при котором обеспечиваются эффективное удаление фильтрационной корки бурового раствора и увеличение коэффициента восстановления проницаемости призабойной зоны скважины. Способ очистки ствола скважины от фильтрационной корки бурового раствора включает закачку и выдержку в стволе скважины в течение 24-72 ч состава, содержащего, мас.%: пероксосольват фторида аммония 0,5-10, триэтаноламин 0,01-5,0, воду - остальное. При этом указанный состав содержит пероксосольват фторида аммония с концентрацией пероксида водорода в количестве более 45 мас.%. 7 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

1. Способ очистки ствола скважины от фильтрационной корки бурового раствора, включающий закачку и выдержку в стволе скважины состава, содержащего пероксосольват фторида аммония и воду, отличающийся тем, что указанный состав содержит пероксосольват фторида аммония с концентрацией пероксида водорода в количестве более 45 мас.% и дополнительно поверхностно-активный смачивающий агент - триэтаноламин при следующем содержании компонентов состава, мас.%:

пероксосольват фторида аммония 0,5-10,0 триэтаноламин 0,01-5,0 вода остальное,

выдержку указанного состава в стволе скважины осуществляют в течение 24-72 ч.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют состав, дополнительно содержащий компонент, увеличивающий рН состава, в количестве 0,001-1,0 мас.%.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что в качестве компонента, увеличивающего рН состава, использован гидроксид калия или неорганическая соль.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют состав, дополнительно содержащий компонент, снижающий рН состава, в количестве 0,001-1,0 мас.%.

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что в качестве компонента, снижающего рН состава, использована органическая или неорганическая кислота.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют состав, дополнительно содержащий компонент, увеличивающий плотность состава, в количестве 0,1-20 мас.%.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют состав, дополнительно содержащий взаимный растворитель в количестве 0,1-5,0 мас.%.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в качестве взаимного растворителя использовано вещество из ряда: изопропиловый спирт, уксусная кислота, метанол.