способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта, включающий введение перекисного соединения в буровой раствор, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта и содержащий полисахариды и кольматант, с последующим замещением указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, включающий указанное перекисное соединение, кислоту и воду, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции, отличающийся тем, что в качестве перекисного соединения используют пероксогидрат мочевины или пероксоборат натрия, или перкарбонат натрия, введение указанного перекисного соединения в концентрации 0,5-1,0 мас.% в буровой раствор производят при его циркуляции после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб с выдержкой указанного состава на реакции не менее четырех часов, причем в качестве кислотного технологического состава используют состав со следующим содержанием компонентов, мас.%:

указанное перекисное соединение	0,5-3,0
гидроксикарбоновая кислота, выбранная из
лимонной, или гликолевой, или молочной кислоты	5,0-10,0
неионогенное поверхностно-активное вещество,
выбранное из оксанола, или неонола АФ9-12,
или LМL-4312, или МЛ-80	0,005-0,02
минерализованная вода	остальное,

при этом плотность указанного кислотного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что кислотный технологический состав дополнительно содержит 12,5%-ный раствор соляной кислоты в количестве 3-10 мас.%.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве минерализованной воды кислотный технологический состав содержит водный раствор хлорида калия, и/или натрия, и/или аммония и/или формиата калия или натрия, в концентрации солей, обеспечивающей плотность кислотного технологического состава, равную плотности бурового раствора, используемого при вскрытии продуктивного пласта, или отличающуюся от нее не более чем на 10%.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве бурового раствора, содержащего полисахариды и кольматант, используют малоглинистый или безглинистый буровой раствор.

5. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что в качестве кольматанта буровой раствор содержит фракционированную мраморную крошку или мел.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин, к интенсификации добычи нефти и газа, и касается способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного пласта после использования в интервале продуктивного пласта технологических жидкостей на основе высокомолекулярных соединений.

Для понимания существа вопроса следует пояснить следующее. Технологические жидкости, применяемые при работе в интервале продуктивного пласта, должны обладать определенными требованиями, а именно оказывать минимальное отрицательное воздействие на коллекторские свойства продуктивного пласта, обеспечивать безаварийное проведение работ, сохраняя стабильными технологические свойства на период ведения работ, а после окончания работ должны полностью удаляться из призабойной зоны пласта (ПЗП) и из скважины.

Восстановление коллекторских свойств продуктивного пласта возможно только в результате разрушения фильтрационной корки и зоны кольматации, сформированной при фильтрации бурового раствора (технологической жидкости) в пласт в процессе первичного вскрытия. Разрушение фильтрационной корки и зоны кольматации, а также технологической жидкости возможно за счет биологической или химической деструкции реагентов, входящих в состав технологической жидкости и формирующих фильтрационную корку и зону кольматации. В качестве деструкторов (разрушителей) известно использование кислот, энзимов (ферментов), хелатов, окислителей.

После вскрытия продуктивного пласта, например, горизонтальным стволом наиболее оптимальная продуктивность достигается при заканчивании скважины открытым стволом (т.е. без цементирования интервала продуктивного пласта), но обязательным условием при этом является равномерное и полное удаление фильтрационной корки на стадии освоения скважины.

Традиционный способ первичного вскрытия продуктивного пласта горизонтальной, а также пологой скважины и восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта (уже в процессе ее освоения) при заканчивании скважины открытым стволом включает следующие операции.

1. Первичное вскрытие продуктивного пласта: его проводят с промывкой скважины специальным буровым раствором (технологической жидкостью), в состав которого обычно входят полисахаридные полимеры (биополимер, крахмал, эфиры целлюлозы), кислоторастворимые кольматанты различной фракции (обычно, фракционированная мраморная крошка), минерализованная вода необходимой плотности. Для обеспечения выноса и удержания шлама (выбуренной породы) из горизонтального (или пологого) ствола скважины буровой раствор должен иметь повышенные структурно-реологические свойства, что впоследствии затрудняет удаление его из горизонтального ствола на стадии освоения.

2. Исследовательские работы в стволе скважины: после вскрытия продуктивного пласта производят подъем бурового инструмента, спуск геофизического оборудования, проведение геофизических исследований (ГИС) в среде бурового раствора, подъем оборудования.

3. Подготовка ствола скважины к освоению: производят спуск бурового инструмента, промывку ствола скважины циркуляцией бурового раствора с целью очистки ствола и забоя скважины от шлама, замену бурового раствора на минерализованную воду, подъем бурового инструмента.

4. Освоение скважины:

- спуск насосно-компрессорных труб (НКТ);

- закачка через НКТ специальной деструктурирующей жидкости (жидкости освоения) в интервал продуктивного пласта для разрушения фильтрационной корки и очистки призабойной зоны пласта;

- выдержка жидкости для прохождения реакции;

- удаление промывкой продуктов реакции;

- вызов притока снижением уровня жидкости в стволе скважины (свабированием или компрессированием).

Для достижения максимальной продуктивности скважины за счет восстановления проницаемости призабойной зоны все кольматирующие образования из призабойной зоны должны быть удалены.

Известен способ технологической обработки ствола скважины для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта путем использования для этих целей кислотных обработок. Солянокислотные обработки достаточно эффективны, если коллектор вскрывается вертикально. По мере роста угла наклона скважины их эффективность падает, а для горизонтальных интервалов, по имеющимся оценкам, кислотному воздействию подвергается не более 10-12% интервала (А.Б.Харитонов. Обработка призабойной зоны - система N-FLO. Опыт применения в России. - Бурение и нефть. № 6, 2010, с.10-12). Кроме того, будучи сильной кислотой, при первом контакте с фильтрационной коркой соляная кислота мгновенно вступает в реакцию с карбонатной составляющей корки и с породой пласта, образуя в породе каналы, по которым остальная кислота распространяется не вдоль ствола скважины (интервала обработки), а перпендикулярно ему (в горизонтальных и пологих скважинах). В результате полимерные реагенты в фильтрационной корке остаются неразрушенными.

Проблему представляют также вторичные и третичные химические реакции, приводящие к осаждению в поровом пространстве нерастворимых солей. Помимо этого соляная кислота растворяет хлорит - один из наиболее распространенных глинистых минералов, в том числе в коллекторах. В случае если коллектор отделен от водоносного пласта глинистой перемычкой с высоким содержанием хлорита, велика вероятность ее нарушения и, как следствие, обводнение коллектора. Для повышения времени контакта кислоты с породой используют слабые органические и неорганические кислоты (обычно фосфорсодержащие кислоты, чаще ортофосфорную кислоту) и композиции на их основе. Однако эффективность обработки горизонтального интервала, особенно протяженного, остается крайне невысокой.

Таким образом, основные требования, предъявляемые к технологическим составам для удаления кольматирующих образований из ПЗП горизонтального ствола, следующие:

- равномерность распределения указанного состава по всему горизонтальному стволу;

- равномерность обработки всего интервала (деструктурирующее воздействие ко всем кольматирующим образованиям);

- низкая скорость реакции для предотвращения прорывов состава;

- инертность по отношению к глинистым минералам коллектора;

- предотвращение вторичных осадкообразований;

- предотвращение образования эмульсий.

Известны способы деструкции технологических жидкостей, в состав которых входят высокомолекулярные соединения, за счет ввода реагентов-окислителей или ферментов, ограничивающих сроки существования технологических жидкостей.

Так, например, известна промывочная жидкость для вскрытия пласта, содержащая водный раствор крахмалопродуктов, в котором для ускорения деструкции крахмалопродуктов дополнительно вводятся амилолитические ферменты при следующем соотношении ингредиентов, вес.%: крахмалопродукты 3,0-5,0; амилолитические ферменты 0,01-0,1; вода - остальное. Амилолитические ферменты вводят в промывочную жидкость за 5-6 часов до требуемого момента деструкции, за этот период происходит расщепление молекул крахмала (Авт. свид. СССР № 642352, кл. С09К 7/00, от 1979 г.).

Известны полисахаридные гели для гидравлического разрыва пласта, в которых в качестве деструкторов используются окисляющие компоненты, такие как персульфат аммония, персульфаты, перкарбонаты и пербораты щелочных металлов. Для регулирования процесса деструкции при температурах ниже 52°С дополнительно используются, например, аминосоединения (Патент США N4250044, НКИ 252-8.551, 2.1981; Патент США N4560486, НКИ 252-8.551, 12.1985 и Патент США N5106518, НКИ 252-8.551, 4.1992). При температурах пласта выше 60°С к перечисленным окислительным деструкторам необходимо добавлять реагенты, замедляющие деструкцию, например, акцепторы свободных радикалов. В качестве замедлителей деструкции при температурах выше 60°С предлагается добавлять такие акцепторы свободных радикалов, как нитрит натрия, ненасыщенные спирты и фенолы (Патент США N4610795, НКИ 252-8.551,9.1986).

Известен также состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, включающий полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин и деструктор - окисляющий компонент (персульфат аммония или персульфат, перкарбонат и перборат щелочных металлов), и четвертичные аммониевые соединения, в качестве которых используют катамин АБ или гидрофобизатор нефтенол ГФ (Патент РФ № 2173772, Е21В 43/26, 1999). Четвертичные аммониевые соединения ингибируют процесс деструкции при повышенных температурах, а в сочетании с диэтаноламином позволяют плавно проводить деструкцию в интервале температур от 10 до 95°С, а также снижают набухаемость глин.

Также известен способ восстановления проницаемости призабойной зоны скважины путем введения окислителя в интервал с пониженной проницаемостью, образовавшейся за счет накопившегося на поверхности стенки скважины или подземной формации высокомолекулярного полимера, и выдерживания окислителя в контакте с высокомолекулярным полимером до частичного разложения полимера. В качестве окислителя высокомолекулярных соединений предложен водный раствор перекиси водорода в концентрации 10-60 г/л или водный раствор перекиси водорода, в который дополнительно включены добавки реагентов, содержащих катионы переходных металлов, например свинец, хром, железо, медь или их смеси (Авт. свид. СССР № 1519531, Е21В 43/22, от 1985).

Из уровня техники известен способ восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, закольматированного полимерсодержащим буровым раствором в процессе бурения, с использованием состава, содержащего полиакриламид, неионогенное ПАВ, реагент на основе перекисного соединения и минерализованную солями калия и/или натрия воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: полиакриламид - 0,0003-0,0015; неионогенное ПАВ - 0,003-0,01; реагент на основе перекисного соединения - 0,1-0,5; минерализованная солями калия и/или натрия вода - остальное (Патент РФ № 2133258, С09К 7/00; Е21В 43/22, опубл. 1999). В качестве реагента на основе перекисного соединения состав содержит пероксогидрат мочевины или пероксоборат натрия.

Состав позволяет разрушать фильтрационные корки, сформированные полимерными реагентами, входящими в состав бурового раствора, а также предотвращать образование водонефтяной эмульсии при поступлении пластовых флюидов в ствол скважины и разрушать водонефтяную эмульсию, поступающую из пласта.

Недостатком известных способов и составов с использованием окислителей является то, что они не позволяют полностью разрушить фильтрационные корки в ПЗП и обеспечить приток по всему интервалу продуктивного пласта, поскольку предназначены только для разрушения высокомолекулярных полимеров, но неэффективны в отношении кольматирующих образований на основе карбоната кальция (молотого мрамора, мела) или других кольматантов, входящих в состав буровых растворов для вскрытия продуктивного пласта.

Известен способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта, включающий закачку кислотного технологического раствора, выдержку его в пласте на реакции и последующее удаление из пласта продуктов реакции, при этом используемый кислотный технологический раствор содержит в мас.%: соль серокислородсодержащей кислоты - персульфат калия или персульфат натрия, или персульфат аммония 1,0-5,0; ПАВ-кислотный реагент 10,0-50,0 и воду - остальное, а ПАВ-кислотный реагент является смесью следующих компонентов, мас.%: Нефтенол К - 0,1-1,0; сульфаминовая кислота - 1,0-10,0; лимонная кислота 0,1-1,0; ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метил-этилкетон 0,05-3,0; одноатомный или многоатомный спирт 0,0-40,0; вода - остальное (Патент РФ № 2283952, Е21В 43/27, от 2006).

Результат по удалению кольматирующих образований из призабойной зоны пласта в известном способе достигается за счет введения в кислотный технологический раствор необходимого количества окислителя - персульфата калия, или натрия, или аммония, разрушающих и диспергирующих глинистые частицы, снижающих коэффициент набухания глин, разрушающих водорастворимые полимеры, и за счет введения ПАВ-кислотного реагента, содержащего многокомпонентную смесь анионных и катионных ПАВ разного химического строения: Нефтенола К, снижающего поверхностное натяжение, препятствующего образованию эмульсий и осадков при контакте кислотного технологического раствора с углеводородами, также содержащего сульфаминовую и лимонную кислоты, которые поддерживают низкое значение рН, способствуют разрушению глины и препятствуют образованию вторичных осадков; ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон, которые позволяют снизить коррозионную активность персульфатов и кислот, и воду, а также одноатомные или многоатомные спирты, позволяющие снизить температуру застывания ПАВ-кислотного реагента и повысить технологичность обработки в зимних условиях.

Недостатком применения указанного способа является его недостаточная эффективность, поскольку в результате реакции окисляющего компонента известного кислотного технологического раствора (солей серокислородсодержащей кислоты) с карбонатами и минерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа возможно образование вторичных осадков в присутствии сульфат-ионов, приводящих к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта.

Кроме того, использование в известном кислотном технологическом растворе смеси анионоактивных и катионоактивных ПАВ препятствует образованию эмульсий при контакте известного состава с углеводородами, но не предотвращает их образование при контакте с минерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа и углеводородами. Низкая плотность используемого кислотного технологического раствора из-за гравитационных эффектов не обеспечивает равномерность вытеснения бурового раствора и обработки всего интервала горизонтального ствола. Многокомпонентность кислотного технологического раствора и использование жидких компонентов для его приготовления снижают технологичность его приготовления и использования в промысловых условиях.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ разрушения фильтрационной корки в подземном пласте (Патент KZ № 21903), который включает следующие стадии:

- введение в буровой раствор твердого полимера, способного превращаться в результате гидролиза в одну или несколько органических кислот;

- применение бурового раствора для бурения ствола скважины в подземный пласт таким образом, что твердый полимер в буровом растворе способствует образованию фильтрационной корки;

- обеспечение гидролиза твердого полимера в присутствии воды и нарушение целостности фильтрационной корки.

Недостатками применения указанного способа являются недостаточная эффективность и технологичность, поскольку использование специального твердого полимера, который претерпевает медленный гидролиз в воде и растворяется при температуре продуктивного пласта, в качестве одного из компонентов бурового раствора, не позволяет полностью контролировать процесс формирования фильтрационной корки необходимого качества. Это обусловлено тем, что согласно изобретению гидролиз твердого полимера должен происходить только после окончания процесса бурения и заканчивания скважины, т.е. по истечении заранее строго запланированного времени (еще на стадии проектирования). В реальных условиях обеспечить строгое соблюдение этих требований сложно, т.к. при строительстве конкретной скважины могут изменяться и температурные условия, и время бурения, что не позволит гарантированно обеспечить сохранение целостности фильтрационной корки в процессе бурения. Поэтому в известном способе и предусматривается включение соответствующего количества основания или буферной добавки для предупреждения преждевременного растворения компонентов фильтрационной корки при гидролизе полимера.

Кроме того, низкая технологичность указанного способа и сложность его реализации в конкретных условиях обусловлена тем, что для достижения конечной цели изобретения (нарушение целостности фильтрационной корки за счет регулирования скорости деструкции полимера) необходимо выбирать не только химический состав полимера, но его размер, форму твердых частиц, а также его концентрацию с учетом температурных условий, состава применяемого бурового раствора и состава вскрываемых пород продуктивного пласта, что сложно регулировать в процессе бурения и заканчивания.

Рассматриваемый известный способ разрушения фильтрационной корки (за счет формирования саморазрушающейся фильтрационной корки в процессе бурения) может быть неэффективен при строительстве пологих и горизонтальных скважин, т.к. присутствие в составе бурового раствора полимеров, гидролизующихся с образованием органических кислот, может вызвать разрушение других полимеров, вводимых в буровой раствор с целью обеспечения структурно-реологических свойств, необходимых для выноса выбуренной породы из горизонтального ствола.

Также необходимо отметить, что предлагаемые варианты композиций твердых полимеров - кольматантов, вводимых в буровой раствор для реализации известного способа и гидролизующихся с образованием органических кислот, не позволяют полностью разрушить фильтрационные корки в ПЗП и обеспечить приток по всему интервалу продуктивного пласта, поэтому в известном способе и предлагается дополнительно использовать другие средства для разрушения полимеров, в частности окислители, ферменты, вводимые уже не в буровой раствор, а в специальную жидкость для замещения бурового раствора в стволе скважины после окончания бурения и заканчивания.

Кроме того, известный способ не предотвращает образование эмульсий при контакте предлагаемых составов с углеводородами и минерализованной пластовой водой.

Вместе с этим следует указать, что твердые полимеры, рекомендуемые для реализации известного способа, являются очень дорогими, выпускаются в ограниченных количествах за рубежом в основном для медицинских целей, и вызывает сомнение возможность широкой практической реализации этого способа в нефтяной и газовой промышленности.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности и технологичности способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования бурового раствора, содержащего полисахариды и кольматант, за счет строго контролируемого по времени и концентрации ввода реагентов, необходимых для разрушения и растворения всех кольматирующих составляющих в фильтрационной корке и в призабойной зоне пласта уже после окончания бурения и заканчивания скважины, при одновременном обеспечении широкой реализации способа за счет использования доступных компонентов, традиционно выпускаемых промышленностью в достаточных объемах.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом технологической обработки ствола скважины, преимущественно, пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта, включающим введение перекисного соединения, выбранного из пероксокислоты или ее солей, в буровой раствор, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта и содержащий полисахариды и кольматант, с последующим замещением указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, включающий указанное перекисное соединение, кислоту и воду, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции, при этом новым является то, что введение перекисного соединения в концентрации 0,5-1,0 мас.% в буровой раствор производят при его циркуляции после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением, а замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав производят после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб с выдержкой указанного состава на реакции не менее четырех часов, причем в качестве кислотного технологического состава используют состав со следующим содержанием компонентов, мас.%:

указанное перекисное соединение	0,5-3,0
гидроксикарбоновая кислота, выбранная из
лимонной, или гликолевой, или молочной кислоты	5,0-10,0
неионогенное поверхностно-активное вещество,
выбранное из оксанола, или неонола АФ9-12,
или LML-4312, или МЛ-80	0,005-0,02
минерализованная вода	остальное,

при этом плотность указанного кислотного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%.

Кислотный технологический состав дополнительно содержит 12,5%-ный раствор соляной кислоты в количестве 3-10 мас.%.

В качестве минерализованной воды кислотный технологический состав содержит водные растворы хлоридов калия и/или натрия и/или аммония и/или формиатов калия или натрия, в концентрации солей, обеспечивающей плотность кислотного технологического состава, равную плотности бурового раствора, используемого при вскрытии продуктивного пласта, или отличающуюся от нее не более чем на 10%.

В качестве бурового раствора, содержащего полисахариды и кольматант, используют малоглинистый или безглинистый буровой раствор.

В качестве кольматанта буровой раствор содержит фракционированную мраморную крошку или мел.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

Повышение эффективности предлагаемого способа обеспечивается за счет строго контролируемого по времени и концентрации ввода реагентов, необходимых для разрушения и растворения всех кольматирующих составляющих в фильтрационной корке и в призабойной зоне пласта уже после окончания бурения и заканчивания скважины. Комплексное воздействие при использовании предлагаемого способа обеспечивает вначале подготовку горизонтального или пологого ствола скважины к последующему замещению на кислотный технологический состав путем максимального снижения структурно-реологических свойств бурового раствора при сохранении способности фильтрационной корки препятствовать проникновению бурового раствора в ПЗП (призабойная зона пласта) до установки кислотного технологического состава, и затем более равномерное воздействие кислотного состава на кольматирующие образования в процессе освоения, при одновременном исключении образования вторичных осадков и эмульсий.

Предварительная обработка бурового раствора перекисным соединением позволяет снизить структурно-реологические свойства бурового раствора за счет частичной деструкции полимерных реагентов и, как следствие, облегчить очистку горизонтального (пологого) ствола скважины в турбулентном режиме, вытеснение его из горизонтального ствола скважины без образования застойных зон (образование застойных зон происходит при большой разнице в реологических свойствах вытесняемого и вытесняющего растворов) и замещение на кислотный технологический состав. Одновременно с деструкцией полимерных реагентов в составе бурового раствора происходит частичное разрушение в полимерной составляющей фильтрационной корки (в кольматирующих образованиях), что впоследствии облегчает доступ кислотного технологического состава к карбонатам, (ранее экранированным полимерами) и способствует более равномерному взаимодействию указанного состава с кольматирующими образованиями в призабойной зоне пласта (ПЗП). Но при этом до установки кислотного технологического состава сохраняется способность фильтрационной корки препятствовать проникновению бурового раствора в ПЗП.

Благодаря тому, что при реализации предлагаемого способа используют кислотный технологический состав, содержащий гидроксикарбоновые кислоты в совокупности с одним из предложенных перокисных соединений, неионогенным поверхностно-активным веществом (ПАВ) и минерализованной водой, обеспечивается эффективная, равномерная обработка и растворение кольматирующих образований даже в горизонтальных и пологих скважинах, при этом одновременно упрощается рецептура состава, исключается образование вторичных осадков и эмульсий, обеспечивается низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью.

Необходимость создания плотности указанного кислотного технологического состава, практически равной плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличающейся от нее не более чем на 10%, объясняется тем, что плотность бурового раствора рассчитывается, исходя из реальных пластовых давлений и необходимости соблюдения правил безопасности ведения буровых работ. Обеспечение плотности технологического состава, равной плотности бурового раствора или отличающейся не более чем на 10%, предупредит возникновение дополнительных положительных или отрицательных дифференциальных давлений при обработке открытого ствола скважины указанным кислотным технологическим составом.

Таким образом, заявляемый технический результат обеспечивается за счет совокупности определенных операций и их последовательности в заявляемом способе, а также за счет совокупности компонентов, входящих в кислотный технологический состав, и их количественного соотношения. Все компоненты указанного состава являются совместимыми друг с другом и обеспечивают получение синергетического эффекта в плане усиления деструктурирующих и растворяющих свойств в отношении кольматирующих образований в ПЗП.

При реализации предлагаемого способа в промысловых условиях выполняют следующие операции в нижеуказанной последовательности:

- после окончания процесса вскрытия продуктивного пласта бурением с промывкой буровым раствором, содержащим полисахариды, и кольматанты, и проведении геофизических исследований, после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины при проведения работ по подготовке скважины к освоению, в циркулирующий буровой раствор вводят перекисное соединение в количестве 0,5-1,0 мас.%;

- после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, содержащий следующие компоненты, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; гидроксикарбоновая кислота 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ 0,005-0,02; минерализованная вода - остальное, при этом плотность указанного кислотного технологического состава регулируют содержанием соли в минерализованной воде, чтобы указанная плотность равнялась плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличалась от него не более чем на 10%; при этом кислотный технологический состав размещают в интервале продуктивного пласта;

- выдерживают указанный кислотный технологический состав на реакции не менее 4-х часов, в преимущественном варианте 6-8 часов;

- затем удаляют продукты реакции промывкой водой или сразу же осуществляют вызов притока свабированием или компрессированием.

Для осуществления заявляемого способа и приготовления кислотного технологического состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- пероксогидрат мочевины, ТУ 6-0004691277-186-97,

- пероксокислота (перекись водорода) по ГОСТ 177-88,

- пероксогидрат мочевины КДС-М марки Д, ТУ 2382-001-40912231-2003,

- пероксоборат натрия, ТУ 6-02-1187-79;

- перкарбонат натрия, ТУ 2144-001-24345844-2002;

- лимонная кислота, ГОСТ 908-79;

- гликолевая кислота, ТУ 6-09-16899-74;

- молочная кислота, ГОСТ 490-79;

- неионогенное ПАВ:

- оксанол, ТУ 2483-338-05763441-2000; неонол АФ_9-12, ТУ 2483-007-05766801-98, или LML 4312, ТУ 39-1296-6446-011-005-99; МЛ-80, ТУ 84.509-1-82;

- минерализованная солями калия и/или натрия и/или аммония вода: NaCl, ГОСТ 4233-77; KCl, ГОСТ 4568-95; NH₄ Cl, ГОСТ 3773-72; формиат натрия, ТУ 2432-011-00203803-98; или формиат калия, по импорту.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример 1 обработки бурового раствора перекисным соединением:

В 1000 см³ бурового раствора со следующим содержанием компонентов, мас.%: Реоксан (ксантановый полисахарид) - 0,35; Бурамила БТ (крахмальный реагент) - 2; NaCl - 13; KCl - 5; ККУ-М МК-100 (фракционированный молотый мрамор) - 2; техническая вода (ТВ) - 77,65, добавили 10 г (1%) перокисного соединения КДС-М марки Д (по химическому составу - пероксогидрат мочевины с массовой долей перекисных солей в пересчете на активный кислород, 15-18%).

Пример 2 приготовления кислотного технологического состава:

В стеклянном стакане на 500 см³ в 281,92 см³ технической воды, при перемешивании на лабораторной мешалке, последовательно растворяли 60 г хлорида натрия, 20 г хлорида калия, 8 г пероксогидрата мочевины, 30 г гликолевой кислоты, 0,08 г оксанола КД-6. После перемешивания в течение 15 мин получали состав со следующим содержанием компонентов, мас.%: пергидрат мочевины - 2,0; гликолевая кислота - 7,5; НПАВ оксанол КД-6 - 0,02, минерализованная солями натрия и калия вода - 90,48 (массовое содержание солей в кислотном составе такое NaCl - 15; KCl - 5, чтобы обеспечить одинаковую плотность с буровым раствором).

Составы с другим содержанием компонентов готовят аналогичным образом.

Пример 3 осуществления предлагаемого способа в лабораторных условиях:

Через оксидный диск проницаемостью 0,4 мкм² (имитировал породу пласта в скважине), помещенный в фильтрационную камеру фильтр-пресса фирмы OFITE, фильтровали буровой раствор (табл.2, опыт 1) при перепаде давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа для формирования фильтрационной корки. Далее в циркулирующий буровой раствор вводили перекисное соединение - пероксогидрат мочевины в количестве 1 мас % (состав бурового раствора и перекисного соединения приведены выше в примере 1) и продолжали перемешивать еще в течение 0,5 ч. Далее замещали указанный буровой раствор на кислотный технологический состав (Пример 2) и оставляли при атмосферном давлении (т.е. на равновесии) на 4 часа для разрушения фильтрационной корки. При этом плотности используемого бурового раствора и технологического кислотного состава равны и составляли 1120 кг/м³.

Необходимость создания плотности указанного кислотного технологического состава, практически равной плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличающейся от нее не более чем на 10%, объясняется тем, что плотность бурового раствора рассчитывается, исходя из реальных пластовых давлений и необходимости соблюдения правил безопасности ведения буровых работ для предупреждения нефтегазоводопроявлений (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ 08-624-03, п 2.7.3). Обеспечение плотности технологического состава, равной плотности бурового раствора или отличающейся не более чем на 10%, в соответствие с указанными ПБ, предупредит возникновение дополнительных положительных или отрицательных дифференциальных давлений при обработке открытого бурением ствола скважины указанным кислотным технологическим составом.

Для доказательства разрушения указанной корки определяли восстановление проницаемости оксидного диска. Результаты приведены в таблице 4.

В лабораторных условиях определяли свойства бурового раствора после добавок в него перекисного соединения, а также следующие свойства кислотного технологического состава, используемого при реализации предлагаемого способа:

- способность не образовывать эмульсии при контакте с углеводородами;

- межфазное поверхностное натяжение на границе с углеводородом (керосином);

- влияние кислотного технологического состава, используемого в предлагаемом способе, и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков, закольматированных при фильтрации через них бурового раствора.

Содержание компонентов в кислотных технологических составах представлено в таблице 1.

Свойства бурового раствора после добавки перекисного соединения приведены в таблице 2.

Свойства кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известные по аналогу и прототипу приведены в таблице 3.

Влияние кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков после воздействия на фильтрационную корку бурового раствора приведено в таблице 4.

Данные, приведенные в таблице 2, показывают, что структурно-реологические свойства бурового раствора после введения в него перекисного соединения в количестве 0,5-1,0% уже через 4 часа снижаются на 33-48%, при этом фильтрационные показатели остаются практически без изменений.

В ходе лабораторных испытаний устанавливали вероятность образования водонефтяной эмульсии при смешении пластовой нефти и кислотных технологических составов. Испытания проводили по следующей методике. Нефть смешивали с кислотным технологическим составом в соотношении 50:50. Смесь перемешивали 15 мин на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин, затем наливали полученную смесь в мерный цилиндр на 100 см³, включали секундомер и через 10 и 30 мин замеряли границу разделения нефтяной и водной фаз (объем фаз), а также замеряли содержание неразрушаемой водонефтяной эмульсии через 30 минут. Результаты исследований представлены в таблице 3.

Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородом (керосином) определяли при помощи сталагмометра по методике, прилагаемой к прибору. Результаты исследований представлены в таблице 3.

Потерю веса фильтрационной корки после воздействия на корку кислотным технологическим составом определяли по следующей методике. При перепаде давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа на фильтр-прессе фирмы OFITE определяли показатель фильтрации бурового раствора через специальный ужесточенный фильтр d=9 см. После фильтрации на фильтрационную корку наливали различные технологические составы и оставляли при атмосферном давлении (т.е. на равновесии) на 4 часа. Затем сливали состав из камеры, заливали техническую воду и фильтровали ее через фильтрационную корку. Фильтр с коркой после воздействия состава и фильтрации технической воды доставали из камеры, сушили на воздухе в течение 24 часов и взвешивали. Результаты исследований представлены в таблице 3.

Как следует из таблицы 3, при сохранении низких значений межфазного натяжения, эмульгирующая способность кислотного технологического состава, используемого при реализации предлагаемого способа, значительно ниже (эмульсия не образуется), чем в способе по прототипу, при этом растворимость фильтрационной корки после воздействия на корку кислотным технологическим составом выше и составляет не менее 96,7%. В промысловых условиях эти свойства состава позволят повысить степень очистки ПЗП от кольматирующих образований, предотвратить образование водонефтяных эмульсий в ПЗП и стволе скважины при освоении, повысить нефтеотдачу.

Влияние кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков после воздействия на фильтрационную корку после фильтрации через них бурового раствора изучали по следующей методике. В камеру высокого давления фильтр-пресса НРНТ фирмы OFITE устанавливали оксидный диск определенной проницаемости (в опытах применяли диск проницаемостью 0,4 и 0,75 мкм²), сверху диска помещали 300 см³ технической воды, создавали избыточное давление 0,7 МПа и замеряли время истечения жидкости из камеры. Далее в камеру помещали испытуемый раствор и фильтровали буровой раствор, т.е. формировали фильтрационную корку и зону кольматации путем создания избыточного давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа. Далее буровой раствор выливали из камеры, в камеру на фильтрационную корку наливали 300 мл кислотного технологического состава с различной концентрацией компонентов и оставляли на реакцию на 4-6 часов. После реакции жидкость сливали из камеры, диск переворачивали, в камеру наливали 300 см³ технической воды, создавали избыточное давление 0,7 МПа и замеряли время истечения жидкости. По изменению скорости истечения технической воды через чистый диск до фильтрации бурового раствора и после воздействия кислотного технологического состава судили об эффективности действия этого состава на восстановление проницаемости дисков. Результаты представлены в таблице 4.

Данные, приведенные в таблице 4, показывают, что использование кислотного технологического состава при реализации предлагаемого способа позволяет практически полностью восстановить в процессе фильтрации проницаемость пористой среды, закольматированной безглинистым и малоглинистым буровым раствором, содержащим полисахариды и кольматант.

Таким образом, при реализации предлагаемого способа обеспечивается:

- повышение качества вскрытия продуктивных пластов и сокращение сроков освоения скважины за счет полноты разрушения и удаления кольматирующих образований из ПЗП, предупреждения образования водонефтяных эмульсий в ПЗП и стволе скважины, низкого поверхностного натяжения состава на границе с углеводородной жидкостью;

- сокращение времени и средств на строительство скважины, преимущественно, пологих и горизонтальных, за счет сокращения времени на промывку ствола скважины и удаление бурового раствора из горизонтального ствола ввиду того, что после ввода в него смеси перекисного соединения структурно-реологические свойства бурового раствора снижаются, при этом обработка раствора производится без остановок в процессе производительного времени (т.е. дополнительное время не тратится);

- повышение технологичности приготовления и использования кислотного состава в промысловых условиях за счет использования сухих, порошкообразных компонентов (окислители, кислоты, соли);

- обеспечение доступности предлагаемого способа для широкого применения, вследствие использования при этом традиционных, уже применяемых в нефтегазовой промышленности компонентов.

Таблица 2
Влияние добавок перекисного соединения на показатели свойств бурового раствора
№ бурового раствора	Состав раствора	Показатели свойств
Ф0,7, см3	, мПа·с	0, дПа	Gel10/10, дел.
1	Безглинистый буровой раствор: Реоксан - 0,35%; Бурамил БТ - 2%; NaCl - 13%; KCl - 5%; ККУ-М МК-100 - 2%; ТВ - ост.	5,7	17	86,4	6/8
2	Раствор 1 + 0,5% ПГМ, замер через 1 час	5,7	17	80,2	5/7
3	Раствор 2, замер через 4 часа	5,8	16	57,4	3/6
4	Раствор 2, замер через 16 часов	5,8	15	40.2	1/3
4	Раствор 1 + 1% ПГМ, замер через 1 час	5,7	17	78,0	4/7
5	Раствор 2, замер через 4 часа	5,8	16	46,4	3/5
6	Раствор 2, замер через 16 часов	5,8	13	32,0	1/2
7	Малоглинистый буровой раствор: ППБ - 1,5%; Реоксан - 0,2%; Бурамил БТ - 3%; Реоцел В - 0,2%; KCl - 5%; NaCl - 15%; Бурфлюб-БТ - 3%; ККУ МК-5 - 1%; ККУ МК-100 - 1%; ТВ - остальное	4,1	32	292,8	16/19
8	Раствор 1 + 1% ПГМ, замер через 1 час	4,1	30	257,4	13/17
9	Раствор 2, замер через 4 часа	4,2	25	161,0	9/12
10	Раствор 2, замер через 16 часов	4.2	22	102,4	5/6
11	Безглинистый буровой раствор: Реоксан - 0,35%; Бурамил БТ - 2%; NaCl - 13%; KCl - 5%; Мел - 2%; ТВ - ост.	5,5	18	102,4	7/9
12	Раствор 11 + 0,5% ПГМ, замер через 1 час	5,6	18	99,4	7/8
13	Раствор 12, замер через 4 часа	5,7	17	77,4	5/7
14	Раствор 12, замер через 16 часов	5,8	16	68,6	2/3
Примечание: ПГМ - пероксогидрат мочевины; ППБ - палыгорскитовый глинопорошок; Бурфлюб-БТ - смазочная добавка; Реоцел В - модифицированная оксиэтилцеллюлоза; Ф0,7, см3 - показатель фильтрации при перепаде давления 0,7 МПа, замер производили на фильтр-прессе OFITE в течение 0,5 ч; структурно-реологические показатели замеряли на вискозиметре OFITE, - пластическая вязкость; 0 - динамическое напряжение сдвига; Gel 10/10 - прочность геля; ТВ - техническая вода

Таблица 3
Свойства кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных по аналогу и прототипу
№ опыта	№ состава из таблицы 1	Межфазное натяжение состава на границе с керосином, мН/м	Отстой нефти через минут, %	Содержание водо-нефтяной эмульсии, %	Растворимость фильтрационной корки, %
10	30
1	1	6,2	35	93	0	65,2
2	2	3,6	65	96	2	80,8
3	3	3,5	85	100	0	97,8
4	4	3,2	83	100	0	97,8
5	5	3,6	90	100	0	98,3
6	6	3,8	75	100	0	97,3
7	7	3,5	73	100	0	98,7
8	8	3,8	82	100	0	96,8
9	9	3,3	92	100	0	98,5
10	10	3,2	86	100	0	97,8
11	11	3,4	93	100	0	99,0
12	2 (табл.2)	-	-	-	-	99,7
13	8 (табл.2)	-	-	-	-	99,8
14	14 (табл.2)	-	-	-	-	99,0
Примечание: 1. В опытах 1-11 определяли растворимость фильтрационной корки после фильтрации бурового раствора и воздействия кислотного состава, в опытах 12-14 определяли растворимость фильтрационной к после фильтрации бурового раствора, обработанного перекисным соединением, и воздействия кислотного состава (составы 2, 8 и 14 из таблицы 2).
2. В опытах 1-5 и 12, 14 растворимость фильтрационной корки определяли после фильтрации безглинистого бурового раствора, в опытах 6-12 и 13 растворимость фильтрационной корки определяли после фильтрации малоглинистого бурового раствора.

Таблица 4
Влияние кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков после воздействия на фильтрационную корку путем фильтрации через них бурового раствора
Состав бурового раствора (соотв. табл.2)	Кислотный технологический состав ( № соотв. табл.1)	Время истечения воды, сек
до воздействия составом	после воздействия составом
1	Аналог по патенту 2133258	22,0	112
1	Аналог по патенту 2283952	21,8	106
Предлагаемый способ
1	3	21,8	27,5
1	4	21,5	28,0
1	5	21,8	27,4
1	6	22,1	28,0
1	7	22,0	25,2
1	8	22,3	26,5
7	4	22,0	32,6
7	5	22,0	30,8
7	8	22,0	30,0
7	9	22,0	29,2
7	10	22,1	29,8
7	11	22,0	29,5
11	8	22,0	28,1