Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для разглинизации призабойной зоны пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин, представленного низкопроницаемым терригенным глинистым коллектором и (или) снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом.
Известен способ разглинизации призабойной зоны пласта путем закачки состава, включающего раствор соляной кислоты, аммонийсодержащее вещество и воду (см. патент СССР N 1792483, МКИ E 21 В 43/27, публ. 1993 г.).
Однако данный способ нетехнологичен вследствие необходимости нагревания состава при температуре от 50oC до температуры кипения.
Известен состав для реагентной разглинизации скважины, состоящий из пиросульфата натрия, нитрата аммония и воды (см. патент СССР N 1838367, МКИ E 21 В 43/27, публ.1993 г.).
Недостатком данного состава является недостаточная кислотность состава, слабо разрушающая структуру глинистых минералов.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, плавиковую кислоту, органический растворитель, добавку и воду (см. патент РФ N 2058362, МКИ E 21 В 43/27, публ. 1996 г.).
Данный состав неэффективен вследствие недостаточного увеличения проницаемости заглинизированных коллекторов, ввиду малоэффективности содержащегося в нем компонента, воздействующего на глинистый материал породы, и он не может быть использован в породах, содержащих набухаемые и слабонабухаемые типы глин.
В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный состав для разглинизации призабойной зоны пласта, представленного низкопроницаемым глинистым коллектором или понизившим свои фильтрационные характеристики вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом в ходе технологических операций, позволяющих за счет снижения набухаемости глин, их разрушения и последующего выноса, увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.
Поставленная задача решается тем, что состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку, растворитель и воду, где в качестве добавки используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту, или 1-оксиэтилидендифосфоновую кислоту, или нитрат аммония или дифонат, а также в качестве растворителя - водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота, или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота, или нитрат аммония, или дифонат - 0,5-5,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота, или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота, или нитрат аммония, или дифонат - 0,5-5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1-2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
также состав дополнительно содержит фтористоводородную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота, или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота, или нитрат аммония, или дифонат - 0,5-5,0
Фтористоводородная кислота - 0,5-5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1-2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
Состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку, растворитель и воду, где в качестве добавки используют смесь дифоната и пероксигидрата мочевины, а в качестве растворителя - водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0-15,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0-15,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1-2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
Соляную кислоту (HCl) используют по ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 2458-264-05765670-99.
Нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) берут по ТУ 6-09-5283-86, в качестве 1-оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ) по ТУ 6-02-1215-81 можно использовать 1-гидроксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ-МА) по ТУ 6-095372-87, в качестве нитрата аммония используют аммоний азотнокислый по ГОСТ 22867-77 или селитру аммиачную по ГОСТ 2-85, пероксигидрат мочевины (ПГМ) - по ТУ 6-00- 04691277-186-97, дифонат (Д), представляющий водный раствор частично замещенных натриевых солей ряда кислот: нитрилотриметилфосфоновой, метилиминодиметилфосфоновой, оксиэтилидендифософоновой, фосфористой и соляной, по ТУ 6-09-235- 93, смесь дифоната и пероксигидрата мочевины используют при их соотношении 1: (2,5-7,5) соответственно.
Водно-метанольная фракция (ВМФ) является отходом производства диметилфосфита и представляет собой водный раствор метилового спирта с концентрацией 60% и 80% по ТУ 2421-240-05763441-98.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют:
- неонол АФ9 - 6,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена по ТУ 38.507-63-171-91;
- ОП-10 - полиэтиленгликолевый эфир алкилфенола по ГОСТ 8433-81;
- оксанол КД-6-неионогенный ПАВ по ТУ 6-14-821-87;
- фосфенокс Н-9-анионное фосфорсодержащее ПАВ по ТУ 6-00-5763445-13-89;
- оксифос-КД-6-анионное ПАВ по ТУ 6-02-1148-78;
- оксифос Б-1-анионное ПАВ по ТУ 6-02-1336-86.
В качестве фтористоводородной кислоты (HF) используют кислоту по ТУ 6-09-2622-88, ТУ 113-08-523-82, ГОСТ 2567-89, ГОСТ 10484-78.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав для разглинизации призабойной зоны пласта, позволяющий за счет подавления набухания глин, их разрушения и частичного растворения увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.
Заявляемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Состав стабилен при хранении, морозоустойчив до минус 45oC.
Объем закачиваемого состава составляет 1,0-5,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта. После закачки состава дают выдержку для реагирования в течение 15-24 часов. Вынос продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют после выдержки при освоении скважины.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявляемой совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при разглинизации призабойной зоны пласта, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности разглинизации призабойной зоны пласта с использованием известного и заявляемого составов.
Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по изучению влияния их на изменение набухаемости глин (коэффициент снижения набухаемости) и влиянию на фильтрационные характеристики заглинизированной пористой среды (коэффициент разглинизации) в зависимости от типа глин.
Исследования по снижению набухаемости глин в гидродинамических условиях проводят на модельной установке по методике в соответствии с РД 39-3-1273-85 "Руководство по тестированию химических реагентов для обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин", где в качестве модели используют металлическую трубку диаметром 13,6 мм и длиной 38 мм, а в качестве пористой среды - молотый керновый материал девонского горизонта Ромашкинского месторождения, представленного глинистым песчаником с добавлением 3% (по массе) набухающей глины (монтмориллонита), или 5% (по массе) слабонабухающей глины (гидрослюда+хлорит) или 5% (по массе) из ненабухающей глины (каолинита). Проводят фильтрацию воды через модель в количестве до 350 поровых объема для набухания глинистой составляющей пористой среды, в результате чего происходит снижение проницаемости модели в 10-30 раз. Затем проводят закачку заявляемых составов в количестве 1,2 порового объема модели и выдерживают на реакцию в течение 15-24 часов. По окончании выдержки с обратной стороны модели осуществляют вытеснение отработанных составов пресной водой. Определяют начальные и конечные объемные скорости фильтрации пресной воды и рассчитывают коэффициент снижения набухания набухшей пористой среды от воздействия составами как отношение конечной проницаемости (Kкон) к проницаемости набухшей пористой среды (Kнаб) и коэффициент разглинизации, равный степени извлечения проницаемости пористой среды по сравнению с исходным ненабухшим состоянием (Ккон/Кнач).
Результаты исследований приведены в таблице.
Пример 1.
Берут соляную кислоту с содержанием HCl 7,0 г и добавляют при перемешивании 0,5 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты, 33,0 г водно-метанольной фракции с содержанием метанола 50% и 59,5 г воды.
Полученный состав перемешивают в течение 30 минут и закачивают в модель. Коэффициент снижения набухания составляет 17, а коэффициент разглинизации 0,75 (см.табл. пример 1).
Пример 2-20 проводят аналогично примеру 1. Только дополнительно вводят ПАВ и HF.
Пример 21.
Берут соляную кислоту с содержанием HCl 20,0 г и добавляют при перемешивании 10,0 г смеси дифоната и пероксигидрата мочевины при их соотношении 1:2,5 соответственно, 33,0 г водно-метанольной фракции с содержанием метанола 50%, 37,0 г воды.
Полученный состав перемешивают в течение 30 минут и закачивают в модель. Коэффициент снижения набухания составляет 13,9, а коэффициент разглинизации - 0,76 (см.таблицу, пример 21).
Примеры 22-47 проводят аналогично примерам 1-21 с использованием различных компонентов в качестве добавки, с добавлением или без добавления ПАВ и HF, при различных содержаниях компонентов состава и на моделях с содержанием различных типов глин (см. таблицу, пример 22-47).
Пример 48 (известный состав).
Соляную кислоту с содержанием HCl 12,0 г смешивают со фтористоводородной кислотой с содержанием 2,0 г HF, с 30,0 г флотореагента Т-66 и 2,0 г сульфата аммония. Указанные компоненты перемешивают с добавлением воды 53,0 г (см. табл., пример 48).
По данным таблицы видно, что использование предлагаемого состава позволяет значительно увеличить эффективность обработки глинистого пласта, особенно содержащего в качестве глины каолинит при одновременном проявлении эффекта с содержанием других типов глин.
Заявляемый состав обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- увеличивает проницаемость призабойной зоны пласта в 1,3-5,7 раз;
- позволяет эффективно использовать крупнотоннажные отходы нефтехимической промышленности.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СОСТАВ ДЛЯ РАЗГЛИНИЗАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2004 |
|
RU2257468C1 |
СОСТАВ ДЛЯ РАЗГЛИНИЗАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2003 |
|
RU2246612C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1998 |
|
RU2140531C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 1997 |
|
RU2123588C1 |
Пиротехнический состав для разглинизации пласта | 2022 |
|
RU2793908C1 |
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 1996 |
|
RU2100587C1 |
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2021 |
|
RU2766183C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 1996 |
|
RU2109936C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1997 |
|
RU2124123C1 |
РЕАГЕНТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2006 |
|
RU2319726C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для разглинизации призабойной зоны пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин, представленного низкопроницаемым терригенным глинистым коллектором и (или) снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом. Состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку, растворитель и воду, в качестве добавки содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) или 1-оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) или нитрат аммония (NH4 NO3) или дифонат, а в качестве растворителя - водно-метанольную фракцию (ВМФ) при следующем соотношении, мас.%: соляная кислота 7,0 - 20,0; НТФ, или ОЭДФ, или NН4 NO3, или дифонат 0,5 - 5,0; ВМФ 33,0 - 66,0; вода остальное. В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 7,0 - 20,0; НТФ, или ОЭДФ, или NН4 NO3, или дифонат 0,5 - 5,0; ПАВ 0,1 - 2,0; ВМФ 33,0 - 66,0; вода остальное, также состав дополнительно содержит фтористоводородную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 7,0 - 20,0; НТФ, или ОЭДФ, или NН4 NO3, или дифонат 0,5 - 5,0; фтористоводородная кислота 0,5 - 5,0; ПАВ 0,1 - 2,0; ВМФ 33,0 - 66,0; вода остальное. В качестве добавки состав также содержит смесь дифоната и пероксигидрата мочевины (ПГМ) при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 7,0 - 20,0; смесь дифоната и ПГМ 5,0 - 15,0; ВМФ 33,0 - 66,0; вода остальное. В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 7,0 - 20,0; смесь дифоната и ПГМ 5,0 - 15,0; ПАВ 0,1 - 2,0; ВМФ 33,0 - 66,0; вода остальное. Технический результат: увеличение проницаемости призабойной зоны пласта, эффективное использование крупнотоннажных отходов нефтехимической промышленности. 2 с. и 3 з.п.ф-лы, 1 табл.
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота или нитрат аммония или дифонат - 0,5 - 5,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота или нитрат аммония или дифонат - 0,5 - 5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1 - 2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - Остальное
3. Состав по п.2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит фтористоводородную кислоту при следующем соотношении компонентов, маc.%:
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота или нитрат аммония или дифонат - 0,5 - 5,0
Фтористоводородная кислота - 0,5 - 5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1 - 2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - Остальное
4. Состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку, растворитель и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки используют смесь дифоната и пероксигидрата мочевины, а в качестве растворителя - водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0 - 15,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - Остальное
5. Состав по п.4, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0 - 20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0 - 15,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1 - 2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0 - 66,0
Вода - Остальноен
RU 2058362 C1, 20.04.1996 | |||
Состав для очистки призабойной зоны скважины | 1989 |
|
SU1740644A1 |
Способ разглинизации призабойной зоны пласта | 1991 |
|
SU1792483A3 |
Состав для химической обработки призабойной зоны пласта | 1981 |
|
SU1084421A1 |
Состав для обработки призабойной зоны пласта | 1989 |
|
SU1677280A1 |
Состав для реагентной разглинизации скважины и способ реагентной разглинизации скважины | 1991 |
|
SU1838367A3 |
Способ обработки медных солей нафтеновых кислот | 1923 |
|
SU30A1 |
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 1996 |
|
RU2100587C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВАЮЩИХ ПЛАСТЫ, СОСТАВЛЕННЫЕ СИЛИКАТНЫМИ ПОРОДАМИ С НИЗКИМ СОДЕРЖАНИЕМ КАРБОНАТОВ | 1991 |
|
RU2013528C1 |
Способ обработки медных солей нафтеновых кислот | 1923 |
|
SU30A1 |
СПОСОБ УДАЛЕНИЯ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЙ ИЗ УГЛЕВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ | 1994 |
|
RU2065036C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1994 |
|
RU2071970C1 |
US 3779915 A, 18.12.1973 | |||
US 3920566 A, 18.11.1975 | |||
КРИСТИАН М.И | |||
и др | |||
Увеличение продуктивности и приемистости скважин | |||
-M.: Недра, 1985, с.22,99. |
Авторы
Даты
2001-10-10—Публикация
2000-02-08—Подача