СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны скважин.

Известен кислотный состав, включающий соляную и уксусную кислоту, которую вводят с целью увеличения глубины проникновения соляной кислоты в пласт (А.И.Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко и др. Освоение скважин. Справочное пособие. - М., OOO «Недра-Бизнесцентр», 1999, с.304-305).

Недостатком данного состава является низкая растворимость минерального вещества породы.

Наиболее близким к предлагаемому составу для обработки призабойной зоны является кислотный состав, содержащий соляную кислоту, плавиковую и уксусную кислоты, воду.

Данный состав неэффективен при высоких пластовых температурах в породах с высоким содержанием глинистого цемента (В.В.Паникаровский. Методы оценки кислотного воздействия на призабойную зону скважин. - М.: «ИРЦ Газпром», 2001, - с.21-25).

Задачей настоящего изобретения является увеличение глубины проникновения кислоты в пласт.

Технический результат - повышение растворимости минерального вещества горной породы с высоким содержанием глинистого цемента.

Указанный технический результат достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную и плавиковую кислоты, замедлитель реакции и воду, в отличие от известного содержит в качестве замедлителя реакции аскорбиновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота (HCl)24,2-26,7Плавиковая кислота (HF)9,0-10,3Аскорбиновая кислота (С₆Н₈О₆)3,6-5,2Вода57,8-62,5

В предлагаемом изобретении заявляемый состав ингредиентов кислотного состава позволяет получить раствор с оптимальными технологическими параметрами. Влияние замедлителя реакции аскорбиновой кислоты способствует увеличению глубины проникновения соляной и плавиковой кислот в пласт, чем обеспечивается высокая эффективность кислотных обработок по сравнению с известными кислотными обработками.

Соляная кислота синтетическая (HCl). Выпускается согласно ТУ 2122-131-05807960-97 или согласно ТУ 39-05765670-ОП-212-95 "Кислота соляная ингибированная из обгазов хлорорганических производств с ингибитором кислотной коррозии металлов". Содержание хлористого водорода в соляной кислоте должно составлять от 22 до 23%. Соляная кислота должна содержать не более 0,03% сульфатов в пересчете на (SO₄)^-. Большое содержание сульфатов приводит к образованию гипса и безводного сульфата кальция. Хлорное железо содержится в кислоте и образуется в результате коррозии емкостей, предназначенных для хранения и транспортировки, и его содержание не должно превышать 0,03%. Соляная кислота поставляется в железнодорожных цистернах емкостью от 25 до 60 м³. Производитель - ОАО "Галоген", г.Пермь.

Плавиковая кислота (HF) выпускается согласно ТУ 6-01-14-78-91. Массовая доля основного вещества не менее 46-49%, кремнистофтористоводородной кислоты не более 0,4% и серной кислоты Н₂SO₄ не более 0,05%. Плавиковая кислота транспортируется и хранится в пластмассовых или полиэтиленовых бутылях объемом 5,20 и 50 л. Выпускается Уральским ОАО "Галоген" г.Пермь.

Аскорбиновая кислота - производный лактона ненасыщенной полиоксикислоты (С₆Н₈О₆) выпускается согласно регистрационному номеру (P.73.941.12; Р.75.850.4). Хорошо растворяется в воде. Температура плавления 190°С. Хранят в упаковке производителя в крытых складах. Производитель ОАО Дальхимфарм, г.Хабаровск.

В лабораторных условиях приготовление раствора производят в следующем порядке: в расчетное количество соляной и плавиковой кислот вводят расчетное количество водного раствора аскорбиновой кислоты и перемешивают на лабораторной мешалке "Воронеж" в течение 10 минут.

В качестве модели пластов, обрабатываемых кислотными составами, использовали образцы керна керн валанжинских и ачимовских отложений Уренгойского и Ямбургского месторождений, представленные поровыми, порово-трещинными коллекторами. Отбирались образцы песчаников диаметром 3,0 см и длиной 3,0 см. Образцы керна предварительно экстрагировались спиртобензольной смесью, в них моделировалась начальная нефтенасыщенность и определялись коллекторские свойства. Образец устанавливался в кернодержатель установки, где моделировались пластовые условия. Для нижнемеловых отложений Уренгойского и Ямбургского месторождений пластовая температура плюс 80°С, эффективное давление - 31 МПа. После прокачки через образец керна трех объемов пор керосина определялась проницаемость по керосину. Закачку кислотного состава проводили со стороны, противоположной фильтрации керосина, которую выдерживали в образце до момента окончания химической реакции с породой в течение 1 часа. Процесс освоения скважины моделировали закачкой керосина при давлении, равном депрессии, прикладываемой к пласту ΔР=9,0 МПа. После очистки порового пространства от кислоты и остатков химической реакции определяли проницаемость по керосину.

Результаты по закачке кислотных составов в образцы керна приведены в таблице. Из полученных результатов экспериментов следуют выводы, что соляная кислота не обеспечивает увеличение проницаемости. Смесь соляной кислоты и аскорбиновой кислоты у валанжинских образцов не обеспечивает значительного увеличения проницаемости, а у ачимовского керна увеличение проницаемости достигает 86%. Закачка в валанжинские и ачимовские образцы керна смеси соляной, плавиковой кислот и аскорбиновой кислоты приводит к увеличению проницаемости от 3531,2 до 7125%.

Таблица
Результаты экспериментов по закачке кислотных составов в образцы кернаМесторождение, тип коллектораПроницаемость, K·10^-3, мкм²Пористость, %Остаточная водонасыщенность, %Состав кислотных растворов, мас.%Проницаемость по керосину, К·10^-3, мкм²Коэффициент увеличения проницаемости, %до опытапосле опытаУренгойское порово-трещинный3,0521,750,042,4 HCl + 57,6 вода1,521,386,0Уренгойское поровый10,616,841,042,4 HCl + 4,8 C₆H₈O₆ + 52,8 вода7,76,886,0Уренгойское порово-трещинный3,1816,839,142,4 HCl + 4,8 C₆H₈O₆ + 52,8 вода0,440,81186,0Уренгойское поровый17,215,438,433,4 HCl + 6,1 HF + 1,7 СН₃СООН + 58,8 вода8,689,0105,0Ямбургское поровый30,418,035,026,5 HCl + 10,2 HF + 4,8 C₆H₈O₆ + 58,5 вода 16,7185,5111,0Ямбургское поровый9,517,150,826,5 HCl + 10,2 HF + 4,8 C₆H₈O₆ + 58,5 вода 4,135,8872,0Ямбургское поровый3,919,637,826,5 HCl + 10,2 HF + 4,8 C₆H₈O₆ + 58,5 вода 0,9633,93531,2Ямбургское порово-трещинный2,414,959,026,5 HCl + 10,2 HF + 4,8 C₆H₈O₆ + 58,5 вода 0,3222,87125,0

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны скважин. Технический результат - повышение растворимости минерального вещества горной породы с высоким содержанием глинистого цемента. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит соляную, плавиковую кислоты, замедлитель реакции - аскорбиновую кислоту и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота HCl 24,2 - 26,7, плавиковая кислота HF 9,0 - 10,3, аскорбиновая кислота С₆Н₈О₆ 3,6 - 5,2, вода 57,8 - 62,5. 1 табл.

Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную, плавиковую кислоты, замедлитель реакции и воду, отличающийся тем, что в качестве замедлителя реакции содержит аскорбиновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота HCl 24,2 - 26,7Плавиковая кислота HF 9,0 - 10,3Аскорбиновая кислота С₆Н₈О₆ 3,6 - 5,2Вода 57,8 - 62,5