RU2669600C1 - Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора - Google Patents
Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669600C1 RU2669600C1 RU2017130671A RU2017130671A RU2669600C1 RU 2669600 C1 RU2669600 C1 RU 2669600C1 RU 2017130671 A RU2017130671 A RU 2017130671A RU 2017130671 A RU2017130671 A RU 2017130671A RU 2669600 C1 RU2669600 C1 RU 2669600C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- acid
- pore
- hydrocarbon fluid
- cracked
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 23
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 10
- 230000004941 influx Effects 0.000 title claims abstract description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 7
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N Lactic Acid Natural products CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 25
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 abstract description 2
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 abstract description 2
- 150000007529 inorganic bases Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 description 23
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 description 7
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical group C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 description 2
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 102000004196 processed proteins & peptides Human genes 0.000 description 2
- 108090000765 processed proteins & peptides Proteins 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 2
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M Chlorate Chemical class [O-]Cl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 229920002614 Polyether block amide Polymers 0.000 description 1
- 229920001273 Polyhydroxy acid Polymers 0.000 description 1
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 229920002988 biodegradable polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004621 biodegradable polymer Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-N chloric acid Chemical compound OCl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940005991 chloric acid Drugs 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical class OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical class Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N hypochlorous acid Chemical compound ClO QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical class OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001184 polypeptide Polymers 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 229920001289 polyvinyl ether Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- -1 that is Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области составов для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора большой мощности. Технический результат - увеличение эффективности работ по интенсификации притока за счет временной закупорки трещинной составляющей и направлению кислоты в менее проницаемые, не дренированные участки пласта. Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора представляет собой безполимерный загущенный кислотный состав, включает в себя соляную кислоту с целевыми добавками: безполимерного гелеобразующего компонента на основе ПАВ, ингибитора пенообразования на неорганической основе и механического отклонителя на основе саморазлагаемых волокон, представляющего собой сополимер полигликолевой и молочной кислот при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 12-24; указанный гелеобразующий компонент 1-10; указанный ингибитор пенообразования 0,1-1; указанный механический отклонитель 0,1-2; вода остальное. 3 ил., 1 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к области составов для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора большой мощности, а именно к способу обработки скважин с использованием безполимерных загущенных кислотных составов, обладающих обратимыми блокирующими свойствами за счет применения специальных поверхностно-активных веществ (ПАВ) и саморазлагаемых волокон, т.е. химического и механического отклонителей. Их использование обеспечивает увеличение эффективности работ по интенсификации притока за счет временной закупорки трещинной составляющей и направлению кислоты в менее проницаемые, не дренированные участки пласта.
Кислотную обработку продуктивного карбонатного пласта осуществляют с целью восстановления и повышения его исходной проницаемости путем создания новых каналов для увеличения и выравнивания притока газа и пластового флюида из пласта к стволу скважины. При продавливании в неоднородный карбонатный пласт, кислота предпочтительно стремится проникнуть в его участки, оказывающие наименьшее гидродинамическое сопротивление. Как правило, это зоны повышенной проницаемости, а также трещины, каверны и другие участки пласта, обладающие к тому же и сравнительно большей поверхностью контакта с кислотой, что обуславливает повышенную скорость реакции их растворения. После такой обработки, профиль притока флюида искажается, последний поступает в скважину через отдельные участки промытых зон пласта в ограниченном количестве, в то время как значительный низкопроницаемый массив остается практически необработанным и незадействованным в процессе фильтрации. При последующих обработках, новые порции кислоты вновь стремятся попасть в уже промытые зоны пласта, что в итоге не только не обеспечивает требуемой полноты его охвата кислотным воздействием, но еще больше ухудшает профиль притока и сводит к минимуму эффективность кислотных обработок в целом.
Ввиду значительной неоднородности и низкой проницаемости продуктивного коллектора некоторых месторождений, используемые кислотные составы должны обладать высокой проникающей способностью, замедленной скоростью реакции и селективностью. Технология проведения таких кислотных обработок должна обеспечивать управляемое, замедленное, глубоко проникающее воздействие кислотного состава на обрабатываемый карбонатный пласт с последующим эффективным удалением продуктов реакции. Выбор технологии определяется в каждом конкретном случае фактическими параметрами разработки пласта и техническим состоянием скважины.
Эффективность кислотных обработок зависит не только от применяемой рабочей жидкости, но и от степени охвата этой жидкостью продуктивного пласта по толщине. В основном, воздействию подвергаются нижние наиболее проницаемые интервалы продуктивного пласта, а верхние остаются необработанными и в незначительной степени участвуют в формировании дебита скважин. И в ряде случаев, проведение очередной кислотной обработки не приводит к увеличению продуктивности скважины.
В последнее время наибольшее применение находят разнообразные кислотные составы, содержащие неорганические и органические кислоты, органические растворители, спирты с включением одного или пакета ПАВ, обеспечивающих увеличение проникающей способности кислоты и более полное удаление из пласта продуктов реакции.
Известен способ разрушения текучих сред с помощью составов на основе полисахаридного загустителя, работающих с помощью окисляющего разрушителя и активатора разрушителя (патент РФ №2338872 «Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей», Е21В 43/267, C09K 8/68, опубликовано 20.11.2008). Разрушитель может содержать пероксиды, персульфаты, пербораты, гипохлористую кислоту и гипохлориты, хлористую кислоту и хлориты, хлораты, перхлораты. Содержание разрушителя в водной обрабатывающей жидкости 0,005-0,25% масс. Для уменьшения времени действия разрушителя при температурах ниже 120°C требуются активаторы, такими являются «восстанавливающие сахара» - фруктоза, глюкоза, манноза и другие. Наиболее предпочтительна фруктоза или галактоза (например, производителя Aldrich, St. Louis, МО). Содержание в водной обрабатывающей жидкости 0,5-50% масс. от окисляющего разрушителя.
Недостатком данного состава является применение активатора разрушителя, который при температурах выше 120°С подвергается термической деструкции.
Известен также способ использования загустителя кислоты, содержащий ПАВ из группы бетаина (патент РФ №2333225 «Цвиттерионные полимеры, содержащие звенья типа бетаина, и применение цвиттерионных полимеров в промывочной жидкости», C08F 220/38, C08F 220/34, C08F 220/26, C09K 8/04, опубликовано 10.09.2008). Загуститель ингибирует набухание глин, снижает фильтрацию глинистого раствора и является смазывающим агентом. Не имеет недостатков, присущих обычным полимерам (полиакриламидам), термостоек и устойчив к солям благодаря содержанию катионной и анионной группы бетаина. Но в условиях наличия трещинной составляющей и высокой пластовой температуры является недостаточно эффективным, так как не обеспечивает надежное блокирование наиболее проницаемых интервалов.
Известны также способы использования составов, образующих вязкоупругие (вязкоэластичные) жидкости (VES) и вязкоупругие кислотные составы (VDA) на их основе. Авторами патента (патент евразийского патентного ведомства №009806 «Добавка для вязкоупругой жидкости», C09K 8/04, C09K 8/57, опубликовано 28.04.2008) предложена жидкостная система, состоящая из вязкоупругого ПАВ и ряда добавок, повышающих вязкость системы, структурную и температурную стабильность: совместные ПАВ (катионные); агенты для совместного загустевания; буферы; кислоты (карбоновые и сульфоновые); растворители (спирты); соли (сульфонаты); хелатирующие агенты. Основным компонентом системы являются вязкоупругие цвиттерионные и амфотерные ПАВ.
Еще одним веществом, применяемым в качестве цвиттерионного ПАВ, являются аминооксиды (патент евразийского патентного ведомства №009529 «Усовершенствованная жидкость для гидроразрыва и способ ее применения», C09K 8/62, Е21В 37/06, опубликовано 28.02.2008).
Недостатками указанных аналогов являются отсутствие механического отклонителя в составах, что не позволяет надежно блокировать трещины.
Считается, что при загущении жидкости добавкой VES, ее вязкость увеличивается путем образования мицелл, которые затем переплетаются с образованием структуры. В дополнение к вязкости как таковой, важным аспектом свойств жидкости является степень и скорость восстановления вязкости. Для VES-жидкостей деформация может нарушать структуру мицелл, после чего структура восстанавливается. Регулирование степени и скорости восстановления структуры является важным показателем при проведении гидроразрыва пласта.
Известен состав (патент РФ №2428563 «Модификация реологических свойств вязкоупругого поверхностно-активного вещества», Е21В 43/22, Е21 В 43/267, C09K 8/68, C09K 8/70, C09K 8/80, опубликовано 10.09.2011), где для сокращения времени восстановления при деформации сдвига предлагается ввести в состав ПАВ - регулятор реологических свойств, выбираемый из частично гидролизованного поливинилового эфира и частично гидролизованных полиакрилатов.
Известен также способ, где система VES, состоящая из кислоты, хелатирующего агента и поверхностно-активного вещества (ПАВ) на основе бетаина, используется для кислотного разрыва, соляно-кислотных обработок (СКО), капитального ремонта скважин (КРС), удаления твердого осадка и глинистой корки в высокотемпературных пластах (патент евразийского патентного ведомства №010361 «Способ обработки подземного карбонатного пласта», C09K 8/68, C09K 8/52, опубликовано 29.08.2008).
Отсутствие механического отклонителя в составах указанных выше аналогов обеспечивает временную блокировку поровой составляющей продуктивного горизонта, но не позволяет надежно блокировать трещины, что является недостатком этих аналогов.
Таким образом, в настоящее время достаточно полно исследованы поверхностно-активные и реологические свойства катионных ПАВ, анионных ПАВ и их смесей. В то же время остаются практически неисследованными цвиттерионные ПАВ. И это несмотря на то, что ПАВ подобного типа даже с коротким углеводородным радикалом показывают уникальные реологические свойства. В связи с этим большой интерес представляет ПАВ с более длинными гидрофобными группами. Можно ожидать, что данное ПАВ при низких концентрациях будет образовывать длинные цилиндрические мицеллы, а его водные растворы будут обладать высокими значениями вязкости и модуля упругости.
В настоящее время в ряду с известными отклонителями все чаще используются разлагаемые и биоразлагаемые полимеры. В литературе наиболее часто описаны случаи использования разлагаемых полимеров, имеющих по крайней мере одну из следующих групп или соединений: сложные эфиры, ацетали, сульфиды, пептиды, амиды, полигидроксикислоты, полилактоны, полипептиды, полиэфирамиды на основе сложных эфиров, полисахариды, полисульфиды. Примеры некоторых разлагаемых материалов описаны в публикации Degradable Aliphatic Polyesters (Polymer Science, 2001, vol. 157 / Edited by A.C. Albertson).
Авторами (патент США №2001/0016562 A1 «Encapsulated breakers, compositions and methods of use», C09K 7/02, C09K 7/04, B32B 5/16, B32B 15/02, опубликовано от 23.08.2001) показано использование разлагаемого полимера в качестве покрытия для инкапсулирования разжижителей, предназначенных для использования в сферах применения при гидравлическом разрыве пласта. Ограничением данного метода является использование разлагаемого полимера только для создания покрытий.
Известен способ использования термопластичного разлагаемого полимера для улучшения традиционно используемых способов гидравлического разрыва пласта и борьбы с поступлением песка в скважину для очень малых трещин (патент США №6949491 В2 «Method and materials for hydraulic fracturing of wells», E21B 43/26. опубликовано 27.03.2003). Вышеуказанный способ требует, чтобы по меньшей мере 50% масс, от состава композиции составлял бы термопластичный разлагаемый полимер, что технологически и экономически не выгодно и является недостатком способа.
Наиболее близким к заявленному составу, принятым за прототип, является состав, используемый в способе с применением разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины (патент РФ №2499131 «Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины», Е21В 43/12, C09K 8/487, опубликовано 20.11.20013). Это техническое решение является наиболее оптимальным с точки зрения выравнивания профиля приемистости неоднородного разреза за счет обеспечения блокирования трещин механическим отклонителем (разлагаемыми волокнами).
Однако, применение известного в указанном способе состава весьма затруднительно поскольку процесс приготовления эмульсионных растворов требует сложной технической подготовки, а использование углеводородной составляющей несет в себе потенциальную пожароопасность.
Таким образом, в качестве перспективных композиций с замедлением скорости реакции кислотных составов с карбонатной породой и регулируемой вязкостью системы, являются кислотные растворы смеси ПАВ с механическим отклонителем на основе саморазлагаемых волокон.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является увеличение эффективности проведения кислотных обработок трещиноватых и трещиновато-пористых пластов.
Поставленная задача решается тем, что для обработки скважин используются безполимерные загущенные кислотные составы на основе соляной кислоты с целевыми добавками: безполимерного гелеобразующего компонента, ингибитора пенообразования на неорганической основе и механического отклонителя на основе саморазлагаемых волокон СРВ-1ПМ (ТУ 2458-004-82652809-2016). Данные составы обладают обратимыми блокирующими свойствами за счет применения специальных ПАВ и саморазлагаемых волокон, то есть химического и механического отклонителей.
Технический результат изобретения выражается в повышении эффективности обработки низкопроницаемых зон пласта за счет более надежного временного блокирования высокопроницаемых зон.
Сущность изобретения заключается в том, что заявленный состав на основе соляной кислоты и гелеобразующего ПАВ закачивается в обсаженный, перфорированный или необсаженный ствол скважины, в котором происходит формирование фильтрационной корки с последующим ее разрушением за счет гидролиза разлагаемого материала.
Предлагаемый в качестве изобретения состав предназначен для физико-химического отклонения соляной кислоты, который совмещает в себе свойства отклонения порций кислоты механическим и химическим способом.
Состав представляет собой кислотную основу, самогелирующий компонент и механический кольматант. Отличительной особенностью самогелирующейся компонента и механического кольматанта является способность к деструкции под действием температуры и изменения рН. Состав не требует приготовления эмульсионного раствора в отличие от прототипа, а также содержит пеногаситель на неорганической основе, что значительно повышает эффективность обработки.
Предлагается состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора, включающий в себя (% масс.): соляную кислоту (12-24%), безполимерный гелеобразующий компонент на основе ПАВ (1-10%), саморазлагаемые волокна СРВ-1ПМ (0,1-2%), ингибитор пенообразования на неорганической основе (0,1-1%), остальное - вода. Данный состав отличается от прототипа тем, что механический отклонитель представляет собой сополимер полигликолевой и молочной кислоты:
Указанный сополимер отличается тем, что более полно разлагается при высокой температуре, что в свою очередь благоприятно сказывается на экологическом факторе.
Предлагаемый состав также отличен от прототипа присутствием пеногасителя, который позволяет избежать вспенивания кислотного раствора, что значительно увеличивает эффективность обработки.
Предлагаемый состав позволяет временно прекратить поглощение в естественные трещины и проницаемые каналы в карбонатных пластах путем одновременной кольматации зоны поглощения полимерными волокнами и высоковязким гелем, образующимся в ходе реакции самоотклоняющейся кислоты с карбонатной породой. Кислотный состав проникает в высокопроницаемые зоны пласта и реагирует с породой, в результате реакции образуется хлористый кальций, рН системы повышается. При достижении определенной кислотности среды хлористый кальций реагирует с ПАВ, в результате чего образуются длинные молекулы, состав становится гелеобразным. Загущенный состав с волокнами временно закупоривает высокопроницаемые прослойки и отклоняет свежую порцию кислоты в необработанные зоны пласта. Такие составы имеют широкие возможности для использования в качестве добавки к жидкостям интенсификации, гидроразрыва, при заполнении скважинного фильтра гравием.
Следующие ниже примеры представлены для иллюстрации действия предлагаемого состава, и их не следует рассматривать в качестве ограничивающих объем защиты изобретения, если иное четко не указанно в прилагаемой формуле изобретения.
Исследованы растворяющие и гелеобразующие свойства компонентов для приготовления разработанного самоотклоняющегося кислотного состава для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора. Методика определения растворяющей способности кислотного раствора состава основана на использовании гравиметрического метода по изменению массы пробы кислотного состава с образцом карбонатной породы.
В литературе описано использование разбавленных солянокислотных растворов различной концентрации при проведении кислотных обработок. Были исследованы 4, 6 и 8% масс. растворы самоотклоняющегося состава при взаимодействии с образцами мрамора (фиг. 1). Установлено, что в растворах с предлагаемым составом скорость реакции ниже по сравнению с базовой концентрацией раствора HCl (15% масс.) (без гелеобразователя), а также, что скорость реакции уменьшается по мере увеличения содержания состава в системе. Очевидно, что скорость растворения породы, во много раз меньше, чем у соляной кислоты. Сделано предположение, что в процессе взаимодействия предложенного кислотного состава с породой, образуются каналы высокой разветвленности.
Также отмечено, что составы на основе предлагаемого гелеобразователя показывают устойчивую способность изменять вязкость в процессе реакции при концентрации ПАВ от 1 до 10% масс. Увеличение вязкости происходит в течение 50-120 минут. После нейтрализации кислоты состав возвращается к исходной вязкости в течение 250-300 минут, что значительно сокращает планируемое время кислотной обработки скважины и облегчает ее освоение. В качестве примера приведена зависимость изменения вязкости состава в процессе нейтрализации с карбонатом кальция при содержании ПАВ 8% масс. (фиг. 2). Дальнейшее увеличение содержания ПАВ в системе нецелесообразно, поскольку технологическая эффективность при этом практически не увеличивается (увеличение на 3-4%), а стоимость конечного продукта возрастает.
Кроме того, предложено использование в предлагаемом составе следующего компонента на неорганической основе - пеногасителя, который эффективно предотвращает образование избыточного количества пены. Установлено, что концентрация пеногасителя может варьироваться от 0,1 до 1% масс., дальнейшее увеличение содержания данного компонента состава экономически нецелесообразно.
Эффективность механического отклонителя (саморазлагаемые волокна СРВ-1ПМ) предлагаемого состава оценивали с помощью динамического фильтр-пресса. При проведении эксперимента исследуемые растворы состава фильтровали через керамический диск проницаемостью 550 мД в течение 70 минут, при перепаде давления 3,5 МПа и температуре 110°С. В процессе эксперимента фиксировали объем выделившегося фильтрата. Установлено, что предлагаемый состав обладает значительно более низкой фильтратоотдачей, чем обычная самоотклоняющаяся кислота (фиг. 3). При концентрации саморазлагаемых полимерных волокон 0,6% масс. фильтратоотдача снижается в 13 раз.
Сравнительные дозировки полимерных волокон в предлагаемом составе в зависимости от проницаемости пласта указаны в таблице. Причем, диапазон процентного содержания волокон находится от 0,2 до 1% масс. состава.
После проведения кислотной обработки скважины предлагаемый состав подвергается саморазложению под действием температуры и пластовых флюидов.
Кроме того, продукты разложения волокон обладают слабыми кислотными свойствами, что в свою очередь также способствует интенсификации добычи углеводородного флюида.
Ниже представлен пример состава предлагаемого изобретения.
Состав содержит воду (77% масс.), соляную кислоту (15% масс.) гелеобразующий безполимерный состав на основе ПАВ (8% масс.), разлагаемые волокна СРВ-1ПМ (ТУ 2458-004-82652809-2016) (0,9% масс.) и ингибитор пенообразования на неорганической основе (0,2% масс.). Данный состав был использован на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения. При использовании предлагаемого состава наблюдалось значительное увеличение давления закачки (до 700 атм) по сравнению с обычной солянокислотной обработкой (давление закачки до 200 атм).
Таким образом, предлагаемый состав позволяет значительно увеличить газо- и нефтедобычу, эффективно проводить кислотную обработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов, уменьшить негативное влияние на процессы переработки углеводородного сырья.
Claims (2)
- Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора представляет собой безполимерный загущенный кислотный состав, включающий в себя соляную кислоту с целевыми добавками: безполимерного гелеобразующего компонента на основе поверхностно-активного вещества, ингибитора пенообразования на неорганической основе и механического отклонителя на основе саморазлагаемых волокон, представляющего собой сополимер полигликолевой и молочной кислот, отличающийся тем, что содержит, мас.%:
-
соляная кислота 12-24 безполимерный гелеобразующий компонент 1-10 ингибитор пенообразования 0,1-1 механический отклонитель 0,1-2 вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017130671A RU2669600C1 (ru) | 2017-08-29 | 2017-08-29 | Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017130671A RU2669600C1 (ru) | 2017-08-29 | 2017-08-29 | Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2669600C1 true RU2669600C1 (ru) | 2018-10-12 |
Family
ID=63862319
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017130671A RU2669600C1 (ru) | 2017-08-29 | 2017-08-29 | Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2669600C1 (ru) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2155202C2 (ru) * | 1998-01-15 | 2000-08-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Российского акционерного общества "Газпром" | Пеногаситель-антивспениватель для буровых и тампонажных растворов |
| RU2499131C2 (ru) * | 2009-06-17 | 2013-11-20 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины |
| WO2016085710A1 (en) * | 2014-11-26 | 2016-06-02 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment |
-
2017
- 2017-08-29 RU RU2017130671A patent/RU2669600C1/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2155202C2 (ru) * | 1998-01-15 | 2000-08-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Российского акционерного общества "Газпром" | Пеногаситель-антивспениватель для буровых и тампонажных растворов |
| RU2499131C2 (ru) * | 2009-06-17 | 2013-11-20 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины |
| WO2016085710A1 (en) * | 2014-11-26 | 2016-06-02 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2404223C2 (ru) | Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения | |
| RU2582605C2 (ru) | Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента | |
| RU2347069C2 (ru) | Способ очистки трещины гидроразрыва | |
| US4277580A (en) | Terpolymer of N-vinyl pyrrolidone in alkoxylated form | |
| US20120245061A1 (en) | Enhancing drag reduction properties of slick water systems | |
| CN106795750A (zh) | 用于井处理操作的转向系统 | |
| EA027700B1 (ru) | Повышающий вязкость агент для регулирования потерь жидкости с использованием хелатов | |
| US9638016B2 (en) | Methods of treating subterranean formations with fluids comprising proppant containing particle | |
| RU2338872C2 (ru) | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей | |
| EA025764B1 (ru) | Способ и флюид для обработки подземного пласта | |
| EA011181B1 (ru) | Способ обработки подземного пласта | |
| RU2547187C1 (ru) | Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ | |
| US11248167B2 (en) | Acid diversion in naturally fractured formations | |
| US3380529A (en) | Method of acidizing a fluid-bearing formation | |
| EA031164B1 (ru) | Способ обработки подземных пластов с использованием хелатообразующего вещества | |
| US9611420B2 (en) | Crosslinking chitosan for reducing permeability in a well | |
| AU2018450648B2 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| RU2669600C1 (ru) | Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CA2997030C (en) | Alkyl polyglycoside surfactants for use in subterranean formations | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| US9834715B2 (en) | Dual-purpose viscosifier and surface active additives and methods of use | |
| RU2308475C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
| CN117412999A (zh) | 水溶性缔合两性聚合物作为地下处理的流变改性剂 |