КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока пластового флюида посредством кислотной обработки терригенных коллекторов.

Известен кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий сульфаминовую кислоту и бифторид аммония [1].

Недостатком данного состава является то, что при температуре выше 50^oС за счет гидролиза сульфаминовой кислоты происходит синтез сульфатов, образующих осадки, закупоривающие пласт.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий, мас. %: фторид аммония 0,56-18,50 или бифторид аммония 0,43-14,25, бифторид-фторид аммония 0,1-17,00 и воду, а также сульфаминовую кислоту в количестве не более эквимолекулярного [2].

Однако термостойкость известного состава составляет до 85^oС, что ограничивает возможность его использования для обработки глубокозалегающих терригенных коллекторов.

Целью настоящего изобретения является увеличение термостойкости кислотного состава для обработки глубокозалегающих терригенных коллекторов.

Поставленная цель достигается тем, что известный кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий бифторид аммония или бифторид-фторид аммония, а также сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном количестве и воду остальное, согласно изобретению дополнительно содержит лигносульфонаты в количестве 0,5-0,7 мас.%.

Лигносульфонаты представляют собой аммониевые или натриевые соли лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ (сахаров). Лигносульфонаты - малоопасные вещества и не производят раздражающего и аллергического действия.

Количество бифторидов аммония и бифторид-фторид аммония определяется минералогическим составом терригенных коллекторов в каждом конкретном случае отдельно [1].

Исследование эффективности воздействия предлагаемого состава на искусственном керновом материале оценивалось по коэффициенту восстановления проницаемости керна. Для проведения опытов были сформированы керны (модель терригенного пласта), содержащие, например, 93 мас.% кварцевого пласта, 5 мас.% бентонитовой глины и 2 мас.% карбонатов.

Для проведения опытов готовили следующие кислотные составы.

Состав 1 (по прототипу): 5,1 мас.% бифторид-фторид аммония, 9,7 мас.% сульфаминовой кислоты и вода остальное.

Составы 2, 3, 4, 5, 6: в состав 1 дополнительно вводили лигносульфонаты в количестве 0,2; 0,4; 0,5; 0,7; 0,8 мас.% cooтветственно, при этом расчетные количества лигносульфонатов и сульфаминовой кислоты одновременно вводились в воду затворения, после перемешивания и выдержки в течение 30-40 минут вводили расчетное количество бифторида аммония.

В качестве лигносульфонатов использовали сухую конденсированную сульфитно-спиртовую барду (КССБ-П), выпускаемую по ТУ 17.06.325-97.

Такой порядок ввода компонентов состава способствует химическому взаимодействию сульфаминовой кислоты и лигносульфонатов с образованием термостойких соединений, которые обеспечивают повышение термостабильности всей системы.

Определение коэффициента восстановления проницаемости проводилось на установке УИПК-1М по методике согласно РД 39-01470099-510-85.

1. Насыщают образец керна 3% раствором хлористого кальция.

2. Создают гидрообжим керна (200-250 кг/см²).

3. Осуществляют фильтрацию через образец керна трансформаторного масла (ГОСТ 982-80) с постоянной объемной скоросгью Q=0,05 см³/с.

4. После стабилизации фильтрации (30 мин) определяют начальную маслопроницаемость образца керна (К₀) по формуле

где Q - объемная скорость фильтрации, м³/с.

μ - вязкость трансформаторного масла при 30^оС (μ =13,1 СП);
l и F - соответственно длина (см) и площадь поперечного сечения (см²) керна;
Р₀ - давление на входе в образец керна до его обработки кислотным составом, кг/см².

5. Насыщают образам керна кислотным составом и выдерживают его в керне заданное время (6 часов).

6. Вытесняют кислотный состав трансформаторным маслом.

7. После стабилизации фильтрации определяют маслопроницаемость керна К₁ по формуле

где P₁ - давление на входе в образец керна после кислотной обработки, кг/см².

Воздействие кислотного состава на керновой материал оценивалось коэффициентом восстановления проницаемости:

В соответствии с отраслевой инструкцией РД 39-0147009-510-85.

Опыты проводили при температуре 80, 100 и 110^oС.

Проведенные исследования показали, что введение лигносульфонатов в количестве 0,5-0,7 мас.% в состав обеспечивает эффективное его использование при температуре до 100^оС (таблица 1).

Из результатов опытов по определению коэффициента восстановления, приведенных в таблице 1, видно, что при повышении температуры опытов до 100^oС этот показатель у составов, нe содержащих лигносульфонатов или содержащих их в количестве менее 0,5 мac.%, снижается на 15-20% (составы 1, 2, 3), в то время как у составов, в которые входят лигносульфонаты и количестве 0,5-0,7 мас. % (составы 4 и 5), этот показатель увеличивается в среднем на 10%. Увеличение содержаниия лигносульфонатов (состав 6) практически не влияет на результат. Таким образом, предлагаемое количество 0,5-0,7 мас.% вводимого лигносульфоната является оптимальным.

Опыты при 110^oС показали, что при этой температуре коэффициент восстановления проницаемости ухудшается и у составов, содержащих лигносульфонаты, в связи с чем рекомендации по применению предлагаемого состава ограничены 100^оС.

Таким образом, результаты лабораторных исследований свидетельствуют о правильности выбранного решения и позволяют рекомендовать разработанный кислотный состав для обработки терригенных коллекторов при температуре до 100^oС.

Исследования коррозионной активности кислотного состава, содержащего лигносульфонаты, проведены по стандартной методике ОСТ 39-099-78 на пластинах из листовой стали Ст 3 размером 35•12•3 мм и показали, что потери веса образцов незначительны (таблица 2). Введение в кислотный состав лигносульфонатов в количестве 0,5-0,7 мас.% способствует снижению коррозионной активности на 10-15%.

Предлагаемое техническое решение позволит производить кислотную обработку глубокозалегающих терригенных коллекторов с температурой до 100^oС.

Предлагаемый кислотный состав не является коррозионно-опасным.

Источники информации
1. У.З.Ражетдинов и др. Применение бифторид-фторид аммония для обработки скважин. Журнал "Нефтяное хозяйство", 4, 1984, с. 19-21.

2. Патент РФ 2101482, кл. Е 21 N 43/27, опубл. 1988, БИ 1.0

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока пластового флюида посредством кислотной обработки терригенных коллекторов. Кислотный состав содержит бифторид или бифторид-фторид аммония, сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном соотношении, воду и дополнительно содержит лигносульфонаты в количестве 0,5-0,7 мас.%. Технический результат: увеличение термостойкости кислотного состава для обработки глубокозалегающих терригенных коллекторов. 2 табл.

Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий бифторид аммония или бифторид-фторид аммония, а также сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном соотношении и воду остальное, отличающийся тем, что он дополнительно содержит лигносульфонаты в количестве 0,5-0,7 мас. %.