СПОСОБ РАЗГЛИНИЗАЦИИ СКВАЖИНЫ И СНИЖЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА Российский патент 2025 года по МПК E21B43/27 C09K8/528 

Область техники

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам увеличения проницаемости пласта глиносодержащих терригенных и карбонатных коллекторов углеводородов, методам ликвидации прихватов при бурении скважин или разглинизации призабойной зоны пласта перед освоением скважины, что приводит к увеличению продуктивности скважины за счет снижения фильтрационных сопротивлений в горной породе и выноса мелкодисперсных глинистых частиц вместе с продукцией скважины.

Предшествующий уровень техники

Кольматация призабойной зоны пласта после его вскрытия бурением является одной из ключевых проблем перед освоением добывающих и нагнетательных скважин и их вводом в разработку месторождений углеводородов. При бурении также могут происходить дифференциальные прихваты бурового инструмента в стволе скважины, которые в ряде случаев вызваны образованием глинистых структур со шламом в стволе скважины.

При первичном вскрытии пласта (бурении) фильтрат бурового раствора может проникать в пористую структуру коллектора при созданной репрессии, что приводит к образованию зоны кольматации. Вторичное вскрытие (перфорация) при наличии данной зоны может привести к ухудшению проницаемости в зоне образованных фильтрационных каналов. В данных условиях освоение скважины осложнено наличием высоких фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта, тем самым снижая приток флюида к скважине. При освоении скважин, например, вскрывающих низкопроницаемые глиносодержащие терригенные и карбонатные коллекторы с наличием зоны ухудшенной проницаемости, существует необходимость кислотных обработок призабойной зоны и повышения проницаемости пласта. Однако, кислотные составы зачастую имеют низкую глубину проникновения из-за наличия глинистых структур в поровом пространстве, создавая «барьеры» для фильтрации.

Для выполнения разглинизации призабойной зоны или ликвидации прихвата бурового инструмента при бурении скважины существует необходимость использования растворов, способствующих диспергированию глиносодержащих образований -разрушению структуры и переходу глинистых частиц в подвижное состояние с целью их выноса технологической жидкостью или продукцией скважины.

Глины представляют собой кристаллические сетки, которые обычно не существуют в изолированном виде. В их состав могут входить анионы кремний-кислорода, кислорода или гидроксида, а в центрах структурных сеток находятся катионы алюминия, железа или магния. В случае наличия ионов магния образуется ненасыщенная валентность, которая может быть компенсирована другими катионами, например, натрия. В основном состав глин представлен оксидами кремния, алюминия и воды, однако в ряде случаев могут примеси - оксиды других металлов, например железа, магния, кальция и т.д., или нерастворимые в воде минеральные соли. Структурные элементы глин связаны между собой диполями воды, которые представляют собой межслоевую или конструкционную воду. Благодаря катионному обмену глина может увеличивать или уменьшать межслоевую воду в своей структуре, что приводить к коллоидальности или низкой дисперсности глины в водных растворах. Дисперсность и гидрофильность зависит от наличия растворенных в воде химических соединений и водородного показателя.

Известно достаточно большое количество составов по растворению глинистых структур, в которых чаще всего используются растворы плавиковой (фтористоводородной) и соляной кислот или их смеси. Нашли применение и диспергирующие растворы, в составе которых присутствуют аммонийсодержащие или кислородсодержащие вещества. В ряде составов по разглинизации используется пероксид водорода, который способствует диспергированию глинистой структуры. При реагировании пероксида водорода или раствора кислородсодержащего вещества с глинистой структурой происходит постепенное окисление глины с переходом мелкодисперсных частиц в раствор и образования стойкой суспензии. При использовании аммонийсодержащего вещества в растворе в относительно высокотемпературных условиях (более 50°С) происходит ослабление структурных связей в центре кристаллической решетки глинистых частиц, что, в свою очередь, приводит к ее постепенному разрушению структуры и диспергированию.

Известен способ разглинизации скважин на воду (патент СССР № 1063952, опубл. 30.12.1983), включающий введение в скважину раствора соли или гидроокиси аммония, осуществляется нагрев раствора до 60-80°С, после чего вводится раствор перекиси водорода и создают возвратно-поступательные движения реагентов в фильтре скважины. В результате нагрева аммоний ионы проникают в структуру глинистых образований и ослабляют их структурные связи. Ионы водорода, образующиеся при разложении перекиси водорода окончательно разрушают структуру глинистых образований. Образующиеся газы в результате протекания реакций способствуют разрушению и диспергированию глины.

Недостатками данного способа разглинизации являются нагрев раствора с аммонийсодержащим веществом перед закачкой в скважину, а также относительно высокий водородный показатель смеси, способствующий образованию дисперсных систем с глинистыми частицами, частично кольматирующими поровое пространство фильтра скважины при возвратно-поступательных движениях растворов.

Известен состав для реагентной разглинизации скважины (патент СССР № 1476111, опубл. 30.04.1989), включающий закачку водного раствора фенилгидразина и перекиси водорода или водорастворимой кислой соли щелочного металла. Использование состава позволяет увеличить проницаемость горной породы, закольматированной глинистыми отложениями.

Недостатком способа является себестоимость выполнения обработки призабойной зоны пласта и низкая эффективность разглинизации из-за нейтральной или щелочной среды в зоне воздействия.

Известен способ обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта (патент РФ № 2165014, опубл. 10.04.2001), включающий закачку раствора перекисного соединения с добавкой неорганических солей, выдержку на реагирование, очистку скважины от продуктов реакции, последующую закачку в пласт кислотной системы, содержащей фосфорную и фтористоводородную кислоты, продавку ее в пласт нефтью, технологическую выдержку на реагирование с породой и ввод скважины в эксплуатацию. Техническим результатом является повышение производительности добывающих скважин, восстановление и повышение проницаемости горной породы пласта. Закачка раствора неорганической соли и перекисного соединения преследует цель диспергирования и частичного растворения глины и очистку коллектора от полимеров, внесенных с буровым раствором в процессе бурения или при изоляционных работах. Последующая закачка кислотной композиции эффективно воздействует на более удаленную часть коллектора.

К недостатку известного способа обработки глиносодержащих коллекторов с точки зрения диспергирования путем закачки первого раствора можно отнести низкую эффективность разрушения глинистых отложений из-за нейтральной среды состава в зоне обработки.

Известен состав для разглинизации призабойной зоны пласта (патент РФ № 2246612, опубл. 11.07.2003), включающий закачку двух технологических растворов: первый -водный раствор пероксисольвата фторида калия и соляной кислоты; второй - водный раствор пероксисольвата фторида калия и гидроксида натрия. Указанные растворы дополнительно содержат водорастворимое поверхностно-активное вещество. Техническим результатом использования состава является деструкция глины за счет разрушения отдельных комплексов (например, алюмосоединений) газообразованием и частичное растворение за счет образования фтористоводородной кислоты из пероксисольвата фторида калия и соляной кислоты. Второй раствор эффективно воздействует на остаточную глину, что позволяет увеличить глубину проникновения и проницаемость призабойной зоны.

К недостаткам состава можно отнести: использование раствора соляной кислоты в карбонатных коллекторах может существенно снизить скорость образования фтористоводородной кислоты из-за ее реагирования с горной породой, что снизит эффективность воздействия на глинистые структуры; закачка второго раствора и его выдержка в призабойной зоне при наличии глинистых отложений может привести к их набуханию и закупорке сформированных фильтрационных каналов, что существенно снизит эффективность разглинизации.

Известен состав для разглинизации призабойной зоны пласта (патент РФ № 2257468, опубл. 27.07.2005), включающий закачку раствора соляной кислоты, диаммонийфосфата и растворителя. В преимущественных вариантах состав дополнительно может содержать поверхностно-активное вещество и/или фтористоводородную кислоту. Введение в состав диаммонийфосфата приводит к снижению набухаемости глин благодаря проникновению ионов аммония в структуру глинистых частиц, что приводит к диспергированию и предотвращает дальнейшее проникновение воды.

Недостатком данного состава является использование соляной кислоты, которая растворяет лишь часть структурных соединений, входящих в различные типы глин в виде примесей. Использование соляной кислоты с целью диспергирования глинистых структур малоэффективно. Однако, используемый в составе фосфат аммония способствует диспергированию по тому же принципу, что и другие аммонийсодержащие соединения. Преимуществом диаммонийфосфата является наличие фосфатных групп, которые приводят к снижению коррозии глубинного оборудования за счет образования защитной пленки при закачке соляно-кислотного состава.

Известен способ обработки заглинизированных пластов (патент РФ № 2302522, опубл. 10.07.2007), включающий закачку пяти технологических растворов: первый -водный раствор, содержащий соляную кислоту; второй - водный раствор с поверхностно-активным веществом; третий - раствор с кислородсодержащим веществом с выжиданием на реагирование; четвертый - водный раствор с поверхностно-активным веществом; пятый - водный раствор, содержащий соляную кислоту с выжиданием на реагирование, после чего осуществляют освоение скважины. Выжидание осуществляют в течение не более 8 часов. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта, увеличение проницаемости горной породы и увеличение производительности скважин.

К недостаткам данного способа можно отнести времязатраты на одну скважинную операцию, а также относительно высокие концентрации и большое количество используемых реагентов.

Близким к заявляемому изобретению является способ и состав, раскрытый в патенте РФ № 2262594, опубл. 20.10.2005, в котором для разглинизации призабойной зоны пласта выполняют закачку смеси аммонийсодержащего вещества и органического растворителя 1 -70 мас. % с карбоновой кислотой и/или ее производной. Далее осуществляют закачку данного состава в скважину и продавливают водой с рН от 1 до 8. Техническим результатом использования данного способа является снижение затрат по интенсификации притока из пласта за счет разглинизации. За счет использования аммонийсодержащих веществ вместе с карбоновыми кислотами происходит увеличение кислотности карбоксильных групп, что позволяет повысить реакционную способность предлагаемых карбоновых кислот (адипиновой, малеиновой или фумаровой) или их производных.

К недостаткам способа для разглинизации призабойной зоны пласта можно отнести достаточно высокую концентрацию используемых реагентов - аммонийсодержащего вещества и карбоновых кислот при их соотношении от 1:10 до 10:1, временные затраты на подготовку суспензии реагентов с органическим растворителем и относительно низкую эффективность разглинизации в коллекторах с небольшой пластовой температурой.

Взамен аммонийсодержащего вещества, в отличие от близкого изобретения, предлагается использовать кислородсодержащее вещество с меньшей концентрацией и без органического растворителя. В смеси с карбоновыми кислотами кислородсодержащее вещество разрушает глинистую структуру посредством окисления с последующим диспергированием глинистых частиц в кислой среде, что, в свою очередь, увеличивает зону воздействия, уменьшает количество затраченных реагентов и себестоимость обработки призабойной зоны пласта, а также снижает время на освоение скважины после выполнения разглинизации за счет наличия свободного кислорода в продуктах химических реакций. Заявляемый состав на водной основе может быть использован как в добывающих, так и нагнетательных скважинах, а также в качестве раствора по ликвидации прихватов бурового инструмента в процессе бурения, вызванных наличием глинистых отложений в столе скважины.

Раскрытие изобретения

Технический результат, достигаемый заявленным изобретением, заключается в повышении эффективности освоения скважин за счет разглинизации призабойной зоны пласта и разрушения глинистых отложений после закачки раствора с кислородсодержащим веществом и карбоновыми кислотами.

Способ разглинизации скважины и снижения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта, включающий нагнетание разглинизирующего раствора, содержащего карбоновые кислоты, продавливание его технической водой и выжидание на диспергирование глинистых отложений в стволе скважины или призабойной зоне пласта. В качестве указанного нагнетаемого разглинизирующего раствора используют водный раствор, который содержит малеиновую кислоту, карбонат натрия, пероксид водорода и уксусную кислоту, полученный из водного раствора перкарбоната натрия и малеинового ангидрида, в результате растворения которых образуются малеиновая кислота и раствора карбоната натрия с пероксидом водорода, к которому добавляют раствор уксусной кислоты при массовом соотношении перкарбонат натрия : малеиновый ангидрид : уксусная кислота 1:1:2,4. Выжидание на диспергирование глинистых отложений в стволе скважины или призабойной зоне пласта осуществляют в течение 2 ч, после чего выполняют освоение с выносом диспергированной глины вместе с технологической жидкостью или продукцией скважины.

Кислородсодержащим веществом может выступать и сам водный раствор пероксида водорода. В рамках оценки эффективности разглинизирующих составов оценивалось влияние различных карбоновых и неорганических кислот, в том числе лимонная, щавелевая, соляная и азотная. В предлагаемом составе используется уксусная и малеиновая кислоты, а также лимонная кислота за место уксусной с целью увеличения глубины проникновения и снижения скорости диспергирования. В результате лабораторных испытаний разработанных составов выявлено, что скорость разрушения глинистой структуры напрямую зависит от используемой кислоты в составе, что, в свою очередь, позволяет подобрать состав комбинированного воздействия - диспергирования глины и растворения горной породы одновременно.

Описываемый способ поясняется следующими фигурами:

Фиг. 1 - зависимость относительной массы глинистых образцов от времени нахождения в водной среде разглинизирующих составов;

Фиг. 2 - фотографии глинистого образца до и после 60 мин нахождения в дистиллированной воде;

Фиг. 3-5 - фотографии глинистых образцов до и после 60 мин нахождения в водной среде разглинизирующих составов;

Фиг. 6 - фотографии глинистых образцов через 120 мин после нахождения в водной среде разглинизирующих составов в зависимости от наличия аммонийсодержащего или кислородсодержащего вещества;

Фиг. 7 - зависимость относительной массы глинистых образцов в одном и том же водном растворе разглинизирующего состава - количественная оценка диспергирующей способности разглинизирующего состава (суммарная диспергированная масса глины).

Осуществление изобретения

Предлагаемый способ предназначен для разглинизации призабойной зоны от глинистых отложений, а также для ликвидации прихватов бурильного инструмента в стволе скважины в процессе бурения, вызванных накоплением глинистых структур.

Использование диспергирующего состава относится к методам разрушения глинистых структур различной водонасыщенности и снижения фильтрационных сопротивлений в горной породе призабойной зоны пласта. Для разглинизирующего состава используется перкарбонат натрия и малеиновый ангидрид, в результате растворения которых образуются малеиновая кислота и раствор карбоната натрия с пероксидом водорода, к которому добавляется раствор уксусной кислоты. Массовые концентрации используемых реагентов составляют: перкарбонат натрия (ТУ 2144-005-24345844-2016) - 0,5 %, малеиновый ангидрид (СТП ТУ КОМП 2-793-19) - 0,5 %, уксусная кислота - 1,2 %. При необходимости концентрации реагентов могут быть повышены с целью увеличения скорости диспергирования глины в аналогичном соотношении кислородсодержащего вещества с малеиновым ангидридом и уксусной кислоты. С целью замедления процесса диспергирования за место уксусной кислоты используется лимонная кислота или неорганические кислоты, например, соляная кислота с целью достижения синергетического эффекта соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта - увеличение проницаемости за счёт растворения горной породы и разглинизации одновременно.

С целью оценки эффективности диспергирования проведены испытания по потере массы цилиндрических образцов глины группы каолинита с влажностью около 10 %, пористостью 0,3 д. ед. и минералогической плотностью 2700 кг/м³ в растворах дистиллированной воды разглинизирующего состава в стандартных условиях. Динамика изменения массы образца в водной среде с течением времени фиксируется на прецизионных весах Mettler Toledo MS303S с дискретностью измерения массы 0,001 г.

При использовании различных разглинизирующих составов строится динамика изменения относительной массы образца в жидкости с течением времени (фиг. 1). Под относительной массой глинистого образца подразумевается отношение массы глинистого образца, опущенного в водный раствор разглинизирующего состава, к массе этого же образца с течением времени его нахождения в разглинизирующем составе. Для сравнения на фиг. 2 представлены фотографии глинистого образца после погружения (поз. 1) и после нахождения в дистиллированной воде (поз. 2). Набухание глинистого образца в водной среде сопровождается небольшим снижением относительной массы в водной среде за счет увеличения его объема (поз. 1, фиг. 1).

При использовании водного раствора, в состав которого входит перкарбонат натрия - 0,5% мас, малеиновый ангидрид - 0,5% мас. и уксусная кислота - 1,2% мас, полное разрушение структуры глинистого образца массой 15,8 г происходит в течение 35 мин (поз. 2, фиг. 1). После разглинизации глинистого образца (поз. 1, фиг. 3) образуется мелкодисперсная глина (поз. 2, фиг. 3).

Аналогичным образом выполнено исследование по применению водного раствора, в состав которого входит перкарбонат натрия - 0,5% мас, малеиновый ангидрид - 0,5% мас. и лимонная кислота - 1,2% мас. В результате использования состава структура глинистого образца (поз. 1, фиг. 4) переходит в подвижную глинистую систему с обильным образованием открытых полостей, часть глины всплывает вместе с выделяемым кислородом (поз. 2, фиг. 4). После погружения в исследуемый состав образца массой 15,6 г его полная потеря массы в водное среде происходит через 160 мин (поз. 3, фиг. 1). При этом, за счет образования переходной глинистой структуры в объеме воды часть кислорода накапливается в остаточной массе глинистого образца, всплытие на поверхность которого приводит к увеличению относительной массы. При механическом воздействии (перемешивании) объемная глинистая структура переходит в мелкодисперсную глину с обильным выделением остаточного кислорода.

Для оценки влияния неорганической кислоты в среде кислородсодержащего вещества и малеиновой кислоты выполнено измерение относительной массы глинистого образца в растворе соляной кислоты. Состав разглинизирующего раствора следующий: перкарбонат натрия - 0,5% мас, малеиновый ангидрид - 0,5% мас, соляная кислота - 1,2% мас Диспергирование глинистого образца массой 18,2 г (поз. 1, фиг. 5) очень похоже на диспергирование при использовании лимонной кислоты, но образованные подвижные глинистые структуры гораздо меньше (поз. 2, фиг. 5). Согласно динамике снижения относительной массы процесс диспергирования значительно ниже, чем при использовании той же концентрации лимонной кислоты (поз. 4, фиг. 1). Снижение относительной массы до нулевой отметки наблюдается после 230 мин нахождения в растворе соляной кислоты.

Для сравнения эффективности использования кислородсодержащего по сравнению с аммонийсодержащим веществом в разглинизирующем составе выполнено измерение относительной массы глинистых образцов в одинаковых массовых концентрациях в водном растворе - 0,5%. На поз. 1 фиг. 6 представлен глинистый образец, находящийся в разглинизирующем составе в течение 120 мин с малеиновым ангидридом (0,5% мас.) и аммонийсодержащим веществом (0,5% мас), динамика относительной массы которого также представлена на поз. 5, фиг. 1.

Аналогичным образом выполнен замер относительной массы глинистого образца в разглинизирующем растворе (поз. 6, фиг. 1), в составе которого содержится малеиновый ангидрид (0,5% мас.) и кислородсодержащее вещество (0,5% мас). На поз. 2 фиг. 6 представлен глинистый образец, находящийся в разглинизирующем составе с кислородсодержащим веществом в течение 120 мин. Видно, что за счет наличия кислородсодержащего вещества в составе раствора происходит большее разрыхление глинистой структуры, что приводит к большей потере относительной массы.

Еще одним преимуществом кислородсодержащего вещества в водной среде с карбоновыми кислотами является реакционная способность к диспергированию глины предлагаемого разглинизирующего состава. Для оценки диспергирующей способности используется разглинизирующий водный раствор, в состав которого входит перкарбонат натрия (0,5% мае), малиновый ангидрид (0,5% мае) и уксусная кислота (1,2% мае). Эксперимент состоял в следующем: погружение глинистого образца в разглинизирующий раствор до полного его разрушения с фиксацией относительной массы; отделение разглинизирующего раствора от диспергированной глины путем центрифугирования при 2500 об/мин в течение 15 мин и фильтрации через бумажный фильтр; повторное погружение нового образца глины с фиксацией его относительной массы в отфильтрованном разглинизирующем растворе. В результате поочередного погружения глинистых образцов получена зависимость их относительной массы в одном и том же разглинизирующем составе (фиг. 7). Темп диспергирования первого образца массой 17,4 г (поз. 1, фиг. 7) мало чем отличается от диспергирования второго образца массой 19,7 г (поз. 2, фиг. 7). Начало замедления диспергирования наблюдается при погружении третьего образца с массой 18,6 г (поз. 3, фиг. 7), а при погружении последнего образца с массой 16,5 г (поз. 4, фиг. 7) динамика относительной массы в растворе существенно отличается из-за снижения концентрации используемых реагентов в разглинизирующем составе. Полное разрушение четвертого глинистого образца произошло по истечении 200 мин.

Таким образом, суммарная диспергированная масса глины в предлагаемом разглинизирующем составе составила 72,2 г. Стоит отметить, что данный результат был получен исходя из минимальных концентраций используемых реагентов с учетом потери части водного раствора при отделении глинистых частиц. При увеличении концентраций снижается время разглинизации и увеличивается суммарная диспергированная масса глины.

Таким образом, при осуществлении изобретения в зависимости от используемой концентрации кислородсодержащего вещества, малеинового ангидрида и уксусной кислоты в соотношении реагентов 1:1:2,4 происходит диспергирование глинистой структуры в мелкодисперсную глину в водной среде, выделяемый при этом кислород способствует подвижности глинистых частиц, что упрощает освоение и повышает производительность скважины за счет снижения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. Предлагаемый разглинизирующий состав также может быть использован в качестве раствора для ликвидации прихвата бурового инструмента при бурении скважин или испытании пласта на трубах. Дополнительным преимуществом разглинизирующего состава, помимо высокой диспергирующей способности, является возможность его применения в широком диапазоне пластовой температуры.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам увеличения проницаемости пласта глиносодержащих терригенных и карбонатных коллекторов, методам ликвидации дифференциальных прихватов при бурении скважин и разглинизации призабойной зоны пласта скважин после бурения скважин перед их освоением. Технический результат - разрушение структуры глинистых отложений с образованием высокоподвижных мелкодисперсных глинистых частиц в водной среде, которые выносятся на поверхность вместе с технологической жидкостью или продукцией скважины. В способе разглинизации скважины и снижения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта, включающем нагнетание разглинизирующего раствора, в качестве указанного нагнетаемого разглинизирующего раствора используют водный раствор, который содержит малеиновую кислоту, карбонат натрия, пероксид водорода и уксусную кислоту, полученный из водного раствора перкарбоната натрия и малеинового ангидрида, в результате растворения которых образуются малеиновая кислота и раствор карбоната натрия с пероксидом водорода, к которому добавляют раствор уксусной кислоты при массовом соотношении перкарбонат натрия : малеиновый ангидрид : уксусная кислота 1:1:2,4. После нагнетания указанного разглинизирующего раствора осуществляют выжидание на диспергирование глинистых отложений в стволе скважины или призабойной зоне пласта в течение 2 ч, после чего выполняют освоение с выносом диспергированной глины вместе с технологической жидкостью или продукцией скважины. 7 ил.

Способ разглинизации скважины и снижения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта, включающий нагнетание разглинизирующего раствора, содержащего карбоновые кислоты, продавливание его технической водой и выжидание на диспергирование глинистых отложений в стволе скважины или призабойной зоне пласта, отличающийся тем, что в качестве указанного нагнетаемого разглинизирующего раствора используют водный раствор, который содержит малеиновую кислоту, карбонат натрия, пероксид водорода и уксусную кислоту, полученный из водного раствора перкарбоната натрия и малеинового ангидрида, в результате растворения которых образуются малеиновая кислота и раствор карбоната натрия с пероксидом водорода, к которому добавляют раствор уксусной кислоты при массовом соотношении перкарбонат натрия : малеиновый ангидрид : уксусная кислота 1:1:2,4, выжидание на диспергирование глинистых отложений в стволе скважины или призабойной зоне пласта осуществляют в течение 2 ч, после чего выполняют освоение с выносом диспергированной глины вместе с технологической жидкостью или продукцией скважины.