СОСТАВ ДЛЯ ПОДАВЛЕНИЯ НАБУХАНИЯ ГЛИН Российский патент 2003 года по МПК E21B43/27 

Описание патента на изобретение RU2208148C1

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии добычи с применением химических веществ для восстановления или увеличения проницаемости продуктивных пластов.

Изобретение может быть применено на месторождениях, сложенных заглинизированными терригенными и заглинизированно-карбонизированными терригенными и карбонатными коллекторами, в которых глина может находиться в виде порового цемента, скрепляющего зерна породы, прожилок и пропластков, а также для обработки скважин, призабойные зоны которых ухудшены попаданием в них глинистых частиц вместе с фильтратом бурового раствора.

Известна жидкость для обработки продуктивного пласта, включающая в себя следующие компоненты, мас.%: кремнефтористоводородную кислоту 5-20, воду - остальное (а.с. СССР N 768944, заявлено 26.04.1977, опубликовано 07.10.1980, ОИППТЗ, 1980 г., N 37).

Данная жидкость используется для обработки карбонизированных пластов, содержащих глинистый материал, например монтмориллонит, каолинит.

Недостатком данной жидкости являются необходимость использования специального корозионно-стойкого оборудования или дорогостоящих ингибиторов, высокая токсичность кремнефтористоводородной кислоты, возможность снижения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) за счет образующихся малорастворимых солей.

Известна жидкость для обработки пласта, созданная на основе нефти и стабилизированная эмульгаторами. Для стабилизации эмульсии предлагаются аминосоединения (либо моноэтаноламиды, либо амины, либо диаминдиолеатаны), взятые в следующих количествах, мас.%: моноэтаноламиды 0,7-1,0, амины 0,2-1,0, диаминдиолеатаны 0,2-0,6 (а. с. СССР N 186363, заявлено 10.09.1965, опубликовано 27.10.1966, РЖГД, 1967, 9Г312П).

К недостаткам данной жидкости следует отнести возможность ухудшения коллекторских свойств пласта, использование в качестве одного из компонентов жидкости дорогостоящей нефти, пожароопасность.

Известна жидкость для обработки продуктивных пластов, включающая в себя метиловые или этиловые спирты или их смеси с последующим введением в обрабатываемый пласт раствора фосфорной кислоты или пятиокиси фосфора в том же спирте. По окончании реакции скважину промывают водой или рассолом (патент США N 3738425, опубликовано 12.06.1973, Изобретения за рубежом).

К недостаткам данной жидкости следует отнести: многоэтапность работ (определенная последовательность закачки реагента), закупорка призабойной зоны пласта за счет образования водонерастворимых осадков, невозможность восстановления первоначальной проницаемости пласта.

Наиболее близким решением к предполагаемому изобретению является состав для подавления набухания глин, содержащий кислоту и воду (SU 781326, опубл. 23.11.1980).

Предлагаемое изобретение решает задачу повышения эффективности подавления набухания глин при обработке заглинизированных, заглинизированно-карбонизированных терригенных и карбонатных коллекторов.

Технический результат, достигаемый при использовании изобретения, заключается в стабилизации и увеличении проницаемости призабойной зоны пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что состав для подавления набухания глин, включающий углеводороды и кислоту, согласно изобретению содержит в качестве кислоты смесь муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной, янтарной кислот и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводороды - 1,0 ... 5,0
Муравьиная кислота - 3,0 ... 10,0
Уксусная кислота - 20,0 ... 60,0
Пропионовая кислота - 5,0 ... 14,0
Масляная кислота - 1,0 ... 3,0
Янтарная кислота - 1,0 ... 3,0
Вода - Остальное
В качестве углеводородов состав содержит, мас.%:
Ацетон - 15
Метанол - 15
Этанол - 15
Кето-кислоты - 15
Оксикислоты - 6
Метилэтилкетон - 10
Метил- и этилацетаты - 10
Пропилформиаты - 14
Состав представляет собой жидкость, хорошо растворимую в воде в любом соотношении.

Состав для подавления набухания глин получают путем компаундирования компонентов в указанных выше соотношениях в обычных условиях.

Технология использования предлагаемого состава заключается в следующем:
а) для нагнетания в водяные скважины
Расчетный объем состава с помощью насосного агрегата закачивают по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавливают водой из водовода в объеме насосно-компрессорных труб в пласт. Скважину закрывают на 48 часов для реагирования. Через двое суток подключают водовод и продолжают закачку воды в пласт.

б) для нагнетания в нефтяные скважины
Технология подачи реагента в призабойную зону пласта добывающей скважины идентична технологии подачи в нагнетательную (водяную) скважину. Отличие лишь в том, что после выдержки реагента в пласте в течение 48 часов приступают к освоению скважины с целью удаления отработавшего реагента из призабойной зоны пласта одним из традиционных методов.

Кислоты и растворители, содержащиеся в реагенте, вступая в контакт с набухшей глиной, подавляют набухание последней за счет торможения ионообменного процесса, уменьшая толщины гидратного слоя на поверхности частичек глинистого материала; растворения кислотами карбонатных составляющих глин. Низкие значения коэффициента поверхностного натяжения на границе нефть - раствор реагента (σ = 4...8 мН/м) способствуют более полному удалению отработанных растворов реагента из призабойной зоны скважины. Кроме того, растворение в кислотах и растворителях высокомолекулярных компонентов нефти (асфальтенов, смол и др.) снижает прочность нефтяной пленки на поверхности порового пространства, а следовательно, способствует более полному отмыву и отрыву пленочной и капельной нефти с поверхности пород.

При наличии в коллекторах (в пластовых глинах) карбонатных соединений кислоты реагента вступают в химическое взаимодействие с последними. При этом образуются легкорастворимые в воде соли монокарбоновых кислот, выделяется тепло и углекислый газ. Углекислый газ (СО2), растворяясь в нефти, увеличивает ее газонасыщенность, что уменьшает вязкость нефти, увеличивает ее подвижность и фильтруемость. При растворении СО2 в пластовой воде образуется слабоконцентрированная угольная кислота, которая также способствует подавлению набухания глин.

Указанные факторы приводят к увеличению эффективного диаметра поровых каналов, улучшают охват пласта заводнением, тем самым увеличивают производительность нагнетательных и добывающих скважин.

Предлагаемая жидкость была исследована в лабораторных условиях. На приборе Жигача К.Ф и Ярова А.Н. по методике Городного В.Д. оценивался коэффициент набухания глин, в качестве которых использовались бентонит и каолинит, являющиеся основными компонентами пластовых глин. По этой же методике определялся коэффициент набухания глин Нурлатовского и Куганакского месторождений, используемых в процессе бурения в рабочих глинистых растворах.

Жидкостями, вызывающими набухание глин, являлись пластовая вода и пресная вода, закачиваемые в пласт для поддержания пластового давления и предлагаемый реагент предпочтительно следующего состава, мас.%:
Муравьиная кислота - 4,5
Уксусная кислота - 30
Пропионовая кислота - 5,0
Масляная кислота - 1,5
Янтарная кислота - 1,0
Углеводороды - 1,6
Вода - Остальное
Для оценки подавляющей способности реагента были выполнены три серии экспериментов.

В первой серии экспериментов сухие образцы глин контактировали с пластовой водой, пресной водой и реагентом. После прекращения набухания глин оценивали коэффициент набухания.

Во второй серии экспериментов каждый образец глины вначале приводился в контакт с пластовой водой до прекращения набухания глин, затем пластовая вода замещалась пресной водой и после наступления стабилизации в набухании глин пресная вода замещалась реагентом. Опыт считался завершенным, когда показания прибора, фиксирующего изменение объема глины в реагенте, оставались неизменными во времени. По результатам измерений вычислялся коэффициент набухания.

Третья серия экспериментов была идентична второй. Различие состояло в том, что в данной серии изменялась последовательность замещения жидкостей: вначале глины контактировали с пластовой водой, затем - с реагентом, который в последующем замещался пресной водой.

Выбор последовательности замещения одной жидкости другой во второй и третьей сериях не случаен и соответствует реальному замещению жидкостей в продуктивных пластах.

Результаты исследований приведены в таблице.

Анализ результатов исследований показал, что предлагаемый реагент либо уменьшает, либо подавляет набухание глин. Это может быть объяснено в эксперименте торможением ионообменного процесса, уменьшением толщины гидратных пленок на поверхности глинистых частиц, растворением карбонатных включений в составе пластовых глин.

Похожие патенты RU2208148C1

название год авторы номер документа
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА С ПОВЫШЕННОЙ КАРБОНАТНОСТЬЮ 2016
  • Мардашов Дмитрий Владимирович
  • Подопригора Дмитрий Георгиевич
  • Исламов Шамиль Расихович
  • Бондаренко Антон Владимирович
RU2616923C1
ВОДОИЗОЛИРУЮЩИЙ СОСТАВ 2002
  • Гафаров Ш.А.
  • Гафаров Н.А.
  • Трюпина В.М.
  • Хасанов Ф.Ф.
  • Тен А.В.
RU2215135C1
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН В КАРБОНАТНЫХ И ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ И СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С ЕГО ПРИМЕНЕНИЕМ 2013
  • Николаев Николай Михайлович
  • Кокорев Валерий Иванович
  • Карпов Валерий Борисович
  • Дарищев Виктор Иванович
  • Харланов Сергей Анатольевич
  • Филенко Денис Геннадьевич
  • Силин Михаил Александрович
  • Магадова Любовь Абдулаевна
  • Пахомов Михаил Дмитриевич
  • Давлетов Заур Растямович
  • Губанов Владимир Борисович
RU2543224C2
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ВЫСОКОЙ КАРБОНАТНОСТЬЮ И СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С ЕГО ПРИМЕНЕНИЕМ 2009
  • Магадова Любовь Абдулаевна
  • Силин Михаил Александрович
  • Гаевой Евгений Геннадьевич
  • Рудь Михаил Иванович
  • Пахомов Михаил Дмитриевич
  • Мухин Михаил Михайлович
  • Пономарева Виктория Валерьевна
RU2407769C1
Ингибитор отложения неорганических солей в нефте- и газопромысловом оборудовании 1989
  • Антипин Юрий Викторович
  • Гафаров Шамиль Анатольевич
  • Шамаев Григорий Анатольевич
  • Виноградова Надежда Леонидовна
SU1713899A1
Состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов 2023
  • Овчинников Кирилл Александрович
  • Подлеснова Екатерина Витальевна
  • Гераськина Евгения Викторовна
RU2810383C1
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2019
  • Гладунов Олег Владимирович
  • Козлов Сергей Александрович
  • Фролов Дмитрий Александрович
  • Елесин Валерий Александрович
  • Латыпов Ренат Тахирович
  • Маринин Иван Александрович
  • Чегуров Сергей Петрович
RU2723768C1
Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта 2018
  • Мусабиров Мунавир Хадеевич
  • Дмитриева Алина Юрьевна
RU2704167C1
МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2014
  • Федоренко Виталий Юрьевич
  • Петухов Алексей Сергеевич
  • Беспалов Михаил Вячеславович
  • Булыгина Татьяна Владимировна
  • Заров Андрей Анатольевич
  • Галиев Азат Аглямутдинович
RU2572401C2
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2003
  • Магадов Р.С.
  • Магадова Л.А.
  • Николаева Н.М.
  • Пахомов М.Д.
  • Губанов В.Б.
  • Магадов В.Р.
  • Чекалина Гульчехра
  • Силин М.А.
  • Гаевой Е.Г.
  • Рудь М.И.
  • Зайцев К.И.
RU2244816C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 208 148 C1

Реферат патента 2003 года СОСТАВ ДЛЯ ПОДАВЛЕНИЯ НАБУХАНИЯ ГЛИН

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии добычи нефти с применением химических веществ для восстановления или увеличения проницаемости продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности подавления набухания глин при обработке заглинизированных, заглинизированно-карбонизированных терригенных и карбонатных коллекторов, стабилизация и увеличение проницаемости призабойной зоны пласта. Состав для подавления набухания глин, включающий углеводороды и кислоту, содержит в качестве кислоты смесь муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной, янтарной кислот и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: углеводороды 1,0-5,0; муравьиная кислота 3,0-10,0; уксусная кислота 20,0-60,0; пропионовая кислота 5,0-14,0; масляная кислота 1,0-3,0; янтарная кислота 1,0-3,0; вода - остальное. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 208 148 C1

Состав для подавления набухания глин, включающий углеводороды и кислоту, отличающийся тем, что он содержит в качестве кислоты смесь муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной, янтарной кислот и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводороды - 1,0 ... 5,0
Муравьиная кислота - 3,0 ... 10,0
Уксусная кислота - 20,0 . .. 60,0
Пропионовая кислота - 5,0 ... 14,0
Масляная кислота - 1,0 ... 3,0
Янтарная кислота - 1,0 ... 3,0
Вода - Остальноеа

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2003 года RU2208148C1

Состав для обработки пласта 1978
  • Щукин Николай Валентинович
  • Лукина Ольга Ивановна
  • Мирошниченко Лариса Евгеньевна
SU781326A1
Жидкость для обработки призабойной зоны пласта 1979
  • Швед Григорий Михайлович
  • Романов Михаил Алексеевич
SU768954A1
SU 1475217 A1, 10.07.1996
ГРУНТОНОС 2000
  • Денисенко В.В.
  • Ляшенко П.А.
RU2174597C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1997
  • Нурмухаметов Р.С.
  • Галимов Р.Х.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Телин А.Г.
  • Ибрагимов Г.З.
  • Зайнетдинов Т.И.
  • Скороход А.Г.
  • Исмагилов Т.А.
RU2134344C1
US 3819520 A, 25.06.1974.

RU 2 208 148 C1

Авторы

Гафаров Ш.А.

Гафаров Н.А.

Шамаев Г.А.

Харин А.Ю.

Гафаров А.Ш.

Даты

2003-07-10Публикация

2002-04-22Подача