СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА Российский патент 2004 года по МПК E21B43/27 

Описание патента на изобретение RU2242603C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств для обработки пласта, восстанавливающих или увеличивающих проницаемость нефтяного пласта.

Известны составы для интенсификации притоков нефтегазодобывающих скважин, увеличивающие проницаемость призабойных зон, расширяющие поровые фильтрационные каналы за счет растворения части минералов коллектора. Данные составы включают одну или смесь нескольких (обычно двух) сильных кислот, например соляную либо соляную с плавиковой (глинокислота) (Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1973, с.115-117).

Недостатком этих составов является недостаточная эффективность интенсификации притоков нефтегазодобывающих скважин, обусловленная образованием больших количеств кольматантов (объемный гидрогель кремнекислоты, труднорастворимый флюорит).

Наиболее близким аналогом к предлагаемому составу является состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, включающий, мас.%: 95-97 фторсодержащей смеси, состоящей из, мас.%: 20%-ной соляной кислоты - 10-15, бифторида-фторида аммония - 4-13 и воды 70-84, и 3-5 - смеси сульфаминовой кислоты и буры (авторское свидетельство СССР №1469946, Е 21 В 43/27, 1999).

Недостатком этого состава является недостаточное увеличение проницаемости пласта и малая глубина его обработки.

Задачей изобретения является повышение глинодиспергирующей и глинорастворяющей способности состава, обеспечивающей повышение проницаемости пласта, а также увеличение глубины обработки пласта

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, включающий смесь гидрофторида и фторида и воду, содержит воду с рН 0,5-14, а указанная смесь содержит пероксосольват фторида калия КF·Н2О2 и гидрофторид калия KHF2 при следующем соотношении компонентов состава, мас.%:

KF·H2O2 0,7-20,0

KHF2 0,5-20,0

Указанная вода Остальное

Причем состав может содержать: для воды с рН менее 7 - соляную кислоту в качестве кислотной компоненты, обеспечивающей кислый интервал рН; а для воды с рН более 7 - гидроксид калия в качестве щелочной компоненты, обеспечивающей щелочной интервал рН; для придания дополнительных ингибирующих свойств по отношению к нефтепромысловому оборудованию - дополнительно ингибитор коррозии из числа обычно используемых в нефтедобывающей промышленности, например ИКУ-1М в количестве 0,01-5 мас.%; для снижения скорости растворения породы коллектора, а также лучших отмывающих свойств - дополнительно поверхностно-активные вещества ПАВ в количестве от 0,01 до 5 мас.%, в качестве ПАВ применимы как ионогенные, например алкилфосфаты, так и неионогенные, например АФ9-12 ПАВ, их смесь.

Для приготовления состава по изобретению пригодна любая вода - пресная, минерализованная, пластовая и т.д. или их смеси.

Состав по изобретению может быть использован для различных пород, составляющих обрабатываемый пласт, в широком диапазоне пластовых температур.

Состав по изобретению обеспечивает повышенную глубину обработки пласта, повышенную глинодиспергирующую и глинорастворяюшую способность, соответственно, повышенную проницаемость пласта по всей глубине обработанного пласта.

Для подтверждения свойств состава по изобретению эксперименты проводили с составами с различным содержанием компонентов при температурах 20°С и 70°С.

Составы для обработки призабойной зоны пласта готовят простым смешением компонентов.

Способность к растворению карбонатов во времени оценивают по изменению массы образцов - мраморных кубиков.

Глинодиспергирующая и глинорастворяющая способность состава подтверждена путем растворения кварцевых моделей, а также путем пропускания составов через инертные фильтры, на которые была нанесена навеска глины, с последующим визуальным наблюдением эффекта процесса диспергирования глины при температурах 20°С и 70°С.

Увеличение проницаемости породы пласта подтверждено прокачкой состава через керновый образец породы Кошильского месторождения (Западная Сибирь), скважина №1018, с содержанием глины 10 мас.%.

Улучшение фильтрационных характеристик породы оценивали по изменению проницаемости керна до и после обработки составом.

Результаты испытаний составов по изобретению приведены в таблице 1 и 2. Примеры, приведенные ниже, иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.

Пример 1 (таблица 2). Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1 состав закачивали в керновый образец пласта. Применение состава обеспечило увеличение проницаемости породы на 207%.

Пример 2 (таблица 2). Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1 состав закачивали в керновый образец пласта. Применение состава обеспечило увеличение проницаемости породы на 54%.

Пример 3 (таблица 2). Приготовленный в соответствии с данными таблицы 1 состав закачивали в керновый образец пласта. Применение состава обеспечило увеличение проницаемости породы на 88%.

Похожие патенты RU2242603C1

название год авторы номер документа
Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин 2021
  • Мосесян Ашот Аветисович
  • Данилина Наталья Игоревна
RU2776820C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА 2021
  • Мараков Владимир Юрьевич
RU2759042C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНЫХ И ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ 2021
  • Пудова Ольга Борисовна
  • Мараков Владимир Юрьевич
  • Годунова Елена Викторовна
  • Жаркова Ольга Александровна
RU2777039C1
СОСТАВ ДЛЯ РАЗГЛИНИЗАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2003
  • Котельников В.А.
  • Персиц И.Е.
  • Путилов С.М.
  • Давыдкина Л.Е.
RU2246612C1
Пиротехнический состав для разглинизации пласта 2022
  • Крыев Рафаэль Анварович
  • Коробков Александр Михайлович
  • Дряхлов Влад Олегович
  • Петров Евгений Сергеевич
RU2793908C1
ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН 1992
  • Иванов В.А.
  • Сычкова Н.В.
RU2047640C1
ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 1992
  • Иванов В.А.
  • Назаров В.Т.
RU2053246C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1996
  • Фомичев В.А.
  • Динков А.В.
  • Сюзов О.Б.
  • Кудрявцев Н.А.
  • Ланчаков Г.А.
  • Нитипин Л.Д.
RU2110678C1
Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта 2018
  • Мусабиров Мунавир Хадеевич
  • Дмитриева Алина Юрьевна
  • Насибулин Ильшат Маратович
  • Ханнанов Марс Талгатович
  • Микулов Станислав Анатольевич
  • Абусалимов Эдуард Марсович
RU2681132C1
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И УДАЛЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ (ВАРИАНТЫ) 2006
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Турапин Алексей Николаевич
  • Калинин Евгений Серафимович
  • Баландин Лев Николаевич
  • Царьков Игорь Владимирович
  • Данилова Назия Мингалиевна
  • Соломонов Сергей Михайлович
RU2337126C2

Реферат патента 2004 года СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств для обработки пласта, восстанавливающих или увеличивающих проницаемость нефтяного пласта. Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, включающий смесь гидрофторида и фторида и воду, содержит воду с рН 0,5-14, а указанная смесь содержит пероксосольват фторида калия KF· Н2О2 и гидрофторид калия KHF2 при следующем соотношении компонентов состава, мас.%: KF· Н2О2 - 0,7-20,0, KHF2 - 0,5-20,0, указанная вода - остальное. Причем возможно, что он содержит для воды с рН менее 7 соляную кислоту в качестве кислотной компоненты, обеспечивающей кислый интервал рН, для воды с рН более 7 - гидроксид калия в качестве щелочной компоненты, обеспечивающей щелочной интервал рН, дополнительно - ионогенное или неионогенное поверхностно-активные вещества или их смесь в количестве 0,01-5,0 мас.%, дополнительно - ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.%. Техническим результатом является повышение проницаемости пласта, а также увеличение глубины обработки пласта. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

Формула изобретения RU 2 242 603 C1

1. Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта, включающий смесь гидрофторида и фторида и воду, отличающийся тем, что содержит воду с рН 0,5-14, а указанная смесь содержит пероксосольват фторида калия KF·H2О2 и гидрофторид калия KHF2 при следующем соотношении компонентов состава, мас.%:

KF·H2О2 0,7-20,0

KHF2 0,5-20,0

Указанная вода Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он содержит для воды с рН менее 7 соляную кислоту в качестве кислотной компоненты, обеспечивающей кислый интервал рН.3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он содержит для воды с рН более 7 гидроксид калия в качестве щелочной компоненты, обеспечивающей щелочной интервал рН.4. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он содержит ионогенное или неионогенное поверхностно-активные вещества ПАВ или их смесь в количестве 0,01-5,0 мас.%.5. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он содержит дополнительно ингибитор коррозии в количестве 0,01-5,0 мас.%.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2004 года RU2242603C1

SU 1469946 A1, 10.05.1999.RU 1533391 A1, 27.11.1999.RU 2139988 C1, 20.10.1999.SU 1654555 A1, 07.06.1991.SU 1721220 A1, 23.03.1992.US 39146841 A, 09.12.1975.

RU 2 242 603 C1

Авторы

Мараков В.Ю.

Даты

2004-12-20Публикация

2003-07-28Подача