СОСТАВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ОРГАНОФИЛЬНЫХ ГЛИНИСТЫХ ОБРАЗОВАНИЙ, КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА Российский патент 2009 года по МПК C09K8/52 C09K8/78 

Изобретение относится к подземному хранению газа в пористых пластах, в частности к составам для разглинизации призабойной зоны пласта (ПЗП) и, как следствие, восстановлению естественной продуктивности скважин.

Известно [1, 2], что при строительстве скважин или их капитальном ремонте в качестве промывочных жидкостей (ПЖ) и жидкостей глушения скважин (ЖГС) используют дисперсные системы, включающие в себя твердую фазу в виде глинистых минералов. Последние частично остаются в пористой структуре ПЗП после освоения скважины и оказывают отрицательное воздействие на ее эксплуатационные характеристики - снижают естественную продуктивность скважины из-за создания фильтрационных сопротивлений притоку флюидов из продуктивного пласта вследствие способности глинистых минералов в водной среде образовывать дисперсные системы с тиксотропной коагуляционной структурой, которые обладают низкой подвижностью, и их удаление из ПЗП при освоении скважины затруднено [2, 4].

Согласно современным представлениям о природе и свойствах растворов, содержащих глинистые минералы, такие дисперсные системы являются высококонцентрированными суспензиями, физико-химические свойства которых определяются условиями взаимодействия поверхности кристаллической решетки глинистых минералов с водой и содержащимися в ней обменными ионными комплексами [3, 5-7]. Глинистые минералы, особенно монтмориллонитового типа, обладают хорошей способностью к ионному обмену при контакте с водной фазой, благодаря чему происходят процессы гидратации или дегидратации структурных образований глинистых минералов в зависимости от типа ионов, преобладающих в обменном комплексе и, как следствие, удаление или ослабление тиксотропных свойств глинистой дисперсной системы. Известно [3, 5], что плоские грани в структуре глинистых минералов являются отрицательно заряженными и для компенсации заряда в этих местах обычно адсорбируются ионы натрия и кальция, обладающие высокой плотностью заряда и способностью к сильной гидратации, приводящей к набуханию глин. При этом вода, адсорбируемая на глинистых минералах, представлена ориентированными молекулами, которые прочно связаны водородными связями с гидратированной поверхностью и по своим физическим свойствам отличается от обычной воды аномальным реологическим поведением, сходным с поведением твердых тел, а по мере удаления от поверхности глинистых минералов аномальная адсорбционная вода постепенно переходит в свободную (поровую) воду [6]. В высококонцентрированных глинистых суспензиях, какими являются используемые при бурении или капитальном ремонте скважин ПЖ и ЖГС, взаимодействие глинистых минералов происходит в рамках адсорбционных слоев воды с аномальными реологическими свойствами, в результате которого в глинистой суспензии проявляются структурно-механические свойства, например пластичность. При этом толщина адсорбционного слоя воды с аномальными свойствами зависит от типа глинистых минералов, характера гидратации их поверхности, причем последняя определяется видом адсорбируемого иона в обменных местах кристаллической решетки глинистых минералов [3, 5].

Теория устойчивости дисперсных систем показывает, что регулирование реологических свойств глинистых суспензий возможно осуществить путем воздействия как на структуру адсорбционных слоев, так и на характер взаимодействия их между собой.

Для разглинизации ПЗП известно применение полиэлектролитов, что приводит к тому, что глинистые минералы сорбируют из такого вида химических соединений определенный тип ионов, благодаря большему сродству их строения к обменным местам в структуре минералов [8]. В процессе такого обмена происходит дегидратация и частичное удаление адсорбционной воды из кристаллической решетки глинистых минералов и замещение ионов натрия и кальция на более предпочтительные, находящиеся в окружающем растворе полиэлектролита. Последние, обладая значительно меньшей энергией гидратации, легче теряют слой адсорбированной воды, в результате чего происходит синерезис структуры глинистых минералов и, как следствие, их стабилизация. Согласно [3, 5, 8] предпочтительный ряд катионов по их взаимному вытеснению из кристаллической решетки глинистых минералов выглядит следующим образом:

Н⁺→NH₄ ⁺→Mg⁺⁺→К⁺→Na⁺,

где протон водорода обладает самой высокой вытесняющей способностью и наименьшей гидратацией. Стабилизация глинистых минералов по краям кристаллической решетки способствуют тому, что последняя становится менее подверженной внедрению в нее воды за счет осмотического переноса в межпакетное пространство структуры глинистых минералов, происходящего вследствие несбалансированности концентраций ионов, удерживаемых на обменных местах глинистых минералов и находящихся в растворе жидкости, контактирующей с ними. При этом за счет регулирования в глинистых минералах ионообменных процессов в значительной мере снижается набухаемость глин и возможность развития процессов диспергирования, которые сопровождаются отделением глинистых частиц от стенок поровых каналов и их перемещением в процессе фильтрации с образованием в сужениях пор глинистых корок, что приводит к ограничению или даже полному прекращению фильтрации.

В глинистых суспензиях вода, адсорбированная на поверхности глинистых минералов, а также находящаяся в межпакетном пространстве, представлена ориентированными молекулами, которые образуют граничные слои по своим структурно-механическим свойствам, близкие к твердым телам. При этом, чем выше степень гидратации катионов, находящихся в обменных местах глинистых минералов, тем значительнее и толщина отмеченных аномальных граничных слоев воды и, как следствие, в глинистой суспензии в большой мере проявляются процессы внутреннего трения (структурно-механические свойства), что отрицательно сказывается на возможности транспортирования таких дисперсных систем, например, при освоении скважин. В этой ситуации снижение толщины граничных слоев адсорбированной воды (при избытке воды) способствует формированию в глинистой суспензии слоев свободной и подвижной воды, что приводит, в конечном счете к разжижению суспензии и возможности ее удаления гидродинамическим путем из ПЗП при освоении скважин. Поэтому одним из направлений воздействия на реологические характеристики глинистых суспензий, кольматирующих ПЗП при использовании ЖГС или ПЖ на глинистой основе, является регулирование ионного обмена в глинистых минералах, приводящего к снижению степени гидратации последних, например, введением с дневной поверхности в ПЗП химических реагентов, имеющих в своем составе ионы с низкой степенью гидратации и способных в соответствии с гомологическим рядом активности ионов вытеснить высокогидратированные ионы из обменных мест глинистых минералов.

Известно [9, 10], когда для повышения продуктивности скважин за счет удаления из ПЗП кольматирующей глинистой суспензии в скважину осуществляют нагнетание технологических жидкостей, содержащих в своем составе соляную кислоту. При этом после выдержки указанных жидкостей в ПЗП для осуществления физико-химического взаимодействия скважину осваивают для удаления из ПЗП кольматирующего глинистого материала с пониженными структурно-механическими свойствами.

Известно применение состава для разглинизации пласта [11], предусматривающее последовательную закачку в скважину химических реагентов в виде углекислого натрия и перекиси водорода с термообработкой первого ингредиента до 40-50°С, что приводит к образованию в пласте в результате химической реакции углекислоты (Н₂СО₃), способной к диссоциации с образованием протона (H⁺) и карбоксииона (HCO₃ ^-).

В приведенных выше технологических жидкостях используется свойство соляной и угольной кислот при диссоциации образовывать протон (H⁺), который, имея большее сродство к обменным местам в структуре глинистых минералов и низкую степень гидратации, замещает другие катионы, как правило, Na⁺ и Са⁺⁺ в монтмориллонитовых глинах, образуя при этом тонкие слои адсорбционно связанной воды и примыкающие к ним слои свободной (подвижной) воды, снижая прочность структуры кольматирующих образований, достаточную для удаления последних из ПЗП.

Известно [12-14] использование для разглинизации ПЗП реагентов, содержащих в своем составе химические соединения, способные при диссоциации быть донорами катионов аммония (NH₄ ⁺). Последние, согласно приведенному ряду активности катионов, обладают низкой энергией гидратации и при адсорбции на поверхности глинистых минералов снижают толщину слоя адсорбционно связанной воды, ослабляя при этом прочность структуры кольматирующих глинистых образований, что приводит к облегчению удаления их из ПЗП и, как следствие, повышению продуктивности скважины.

К недостатку всех выше приведенных составов, используемых для разрушения структуры глинистых образований в ПЗП (разглинизации), с точки зрения использования их в практике интенсификации работы скважин при подземном хранении газа, относится проявление эффекта подавления адсорбции содержащихся в используемых химических реагентах обменных катионов на поверхности глинистых минералов вследствие блокирования поверхности последних органическими соединениями, присутствующими в глинистых образованиях, генезис которых связан с отмеченной ранее спецификой эксплуатации ПХГ в пористых пластах (отбор - хранение - закачка компримируемого газа).

В этой связи необходимо отметить, что ранее рассмотренный механизм регулирования реологических свойств глинистой суспензии, кольматирующей ПЗП, может реализоваться в случае, когда не возникает препятствий для движения катионов замещения к обменным местам глинистых минералов. В действительности ПЗП, насыщенная кольматирующим глинистым материалом в процессе эксплуатации ПХГ, подвергаются воздействию комплекса органических соединений как содержащихся в отбираемом природном газе (газовый конденсат), так и содержащихся в газе, нагнетаемом посредством ГПА в скважины при заполнении ПХГ (компрессорные масла), а также органических соединений, используемых в виде регулирующих добавок в ЖГС или ПЖ. Известно [5, с.15, с.342, с.351, с.381], что воздействие органических соединений на глинистые минералы приводит к гидрофобизации последних и блокированию возможности катионного обмена. При этом поверхность глинистых минералов покрывается коллоидизированными слоями органических соединений, которые обладают значительной толщиной и могут претерпевать полимеризацию [15, 16]. Такие органо-глинистые (органофильные) комплексы приобретают свойства геля с прочной коагуляционной структурой [21, с.66-77]. В этих условиях регулирование катионного обмена на глинистых минералах при введении обычным способом в ПЗП химических соединений, способных диссоциировать с образованием и адсорбцией слабогидратируемых катионов, не представляется возможным.

Доказательством преобразования структуры глинистых минералов, кольматирующих ПЗП, в органофильные комплексы являются результаты исследования проб (№ 1 и № 2) глинистых образований, вынесенных из ПЗП Елшанского и Песчано-Уметского ПХГ (Саратовская область), которые свидетельствуют о присутствии в составе проб органических соединений, оказывающих коагулирующее действие на глинистую дисперсную систему. Спектральный анализ указанных проб, экстрагированных четыреххлористым углеродом в инфракрасной области (ИК - спектроскопия, прибор фирмы "Бекман", США), позволил установить, что в исследуемых спектрах (фиг.1, 2) помимо валентных колебаний гидроксильных групп (ОН) в области 3400-3700 см^-1, свидетельствующих о присутствии воды, наблюдаются валентные колебания алкильных групп (СН₃-СН₂) в области 2600-3000 см^-1, деформационные колебания групп (С(СН₃)₂) в области 1270-1450 см^-1, валентные колебания двойных связей С=0 в области 1750 см^-1, валентные колебания бензольного кольца в области 1450 см^-1. Спектральный анализ указанных проб, экстрагированных гептаном в ультрафиолетовой области (УФ - спектроскопия, прибор фирмы "Houston instrument"), показывает, что в исследуемых спектрах (фиг.3, 4) отмечаются всплески в области 200-250 нм, характерные для ароматических углеводородов. Интерпретация результатов спектрального анализа проб глинистых образований показывает, что компонентный состав их органической части представлен предельными углеводородами нормального и изостроения, которые присутствуют в газовом конденсате и компрессорном масле, а также тяжелыми углеводородами и карбонильными соединениями в виде кетонов линейных и нафтеновых рядов, являющиеся продуктом окисления компрессорного масла.

Выше изложенное свидетельствует о том, что в ПЗП ПХГ глинистый кольматант преобразуется в органофильные глинистые комплексы, которые вследствие своих аномальных реологических свойств обладают слабой подвижностью. Для разрушений таких образований, консистенция которых может изменяться от суспензий до паст, воздействуют на их структуру, включающую коллоидизированные слои отмеченных выше органических соединений, которые блокируют обменные места на поверхности глинистых минералов с дальнейшим переводом этих соединений в дисперсионную среду глинистой суспензии и, благодаря этому, создают условия для адсорбции в обменных местах катионов, обладающих слабой гидратацией, что в целом позволит понизить консистенцию глинистой дисперсии и создать условия для ее удаления на дневную поверхность при гидродинамическом освоении скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому положительному эффекту к заявляемому изобретению (прототипом) является реагент [17], который представляет собой отход производства синтетических жирных кислот (СЖК) на стадии промывки продуктов жидкофазного окисления углеводородов, содержащий в своем составе монокарбоновые кислоты (муравьиную, уксусную, пропионовую, масляную), органические растворители (смесь метилэтилкетона, ацетона, метанола, этанола) и воду. Указанный реагент нагнетают в ПЗП через скважину в объеме, достаточном для заполнения кольматированной глинистыми образованиями области пласта, а впоследствии после выдержки реагента в пласте в течение 10-20 ч для физико-химического взаимодействия с кольматантом производят освоение скважины для удаления продуктов разглинизации.

Механизм действия реагента на органофильные глинистые образования, кольматирующие ПЗП, следующий. При контакте реагента с органофильными глинистыми образованиями входящие в состав реагента органические растворители связывают адсорбированные органические соединения, которые блокируют обменные места на поверхности глинистых минералов и переводят их в окружающую глинистые минералы дисперсную среду. При этом протоны (Н⁺), образовавшиеся при диссоциации монокарбоновых кислот в составе реагента, получают возможность занять обменные места на деблокированной от органических соединений поверхности глинистых минералов и обеспечить ее дегидратацию (снижение толщины слоя адсорбционно удерживаемой воды), что в конечном счете приводит к снижению прочности структуры глинистых образований по механизму, который описан ранее.

Основным недостатком указанного реагента при его использовании для разрушения органофильных глинистых образований является недостаточно высокая химическая активность, входящих в него органических растворителей из-за проявления свойств химической нестабильности таких веществ, вследствие протекания в реагенте процессов испарения и окисления ацетона и метилэтилкетона, а также омыления этилацетата, что в существенной мере ухудшает качество удаления с поверхности глинистых минералов коллоидизированных слоев органических соединений для обеспечения возможности адсорбции предпочтительных катионов на обменных местах и регулирования в результате этого структурно-механических свойств глинистого кольматанта. Кроме этого отсутствие в составе используемого реагента поверхностно-активных веществ типа смачивателей затрудняет капиллярную пропитку структуры уплотненных глинистых образований содержащимися в реагенте карбоновыми кислотами, которые являются донорами протона (Н⁺), а сами карбоновые кислоты представлены, за исключением уксусной кислоты, слабореакционноспособными и токсичными пропионовой и масляной кислотами, что снижает эффективность разрушения структуры органофильных глинистых образований.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности снижения прочности структуры органофильных глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта для обеспечения ее очистки (разглинизации) и восстановления естественной продуктивности скважины. Указанная задача решается тем, что состав для разрушения органофильных глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта подземных хранилищ газа, содержащий метанол, уксусную кислоту и воду, согласно изобретению, дополнительно содержит 4,4-диметил-1,3-диоксан при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

4,4-диметил-1,3-диоксан 4-6 уксусная кислота 8-10 метанол 4-10 вода остальное

Данный состав представляет собой гомогенизированную в воде смесь химических реагентов, обладающих синергетическим действием, приводящим к разрушению структуры органофильных глинистых образований в ПЗП по механизму, который включает в себя процессы растворения и перевода в дисперсионную среду коллоидизированных слоев органических соединений, покрывающих поверхность глинистых минералов и обусловливающих упрочнение структуры глинистых образований, а также капиллярную пропитку последних и адсорбцию на деблокированных от органических соединений обменных местах кристаллической решетки глинистых минералов протонов (Н⁺) для дегидратации их поверхности и, как следствие, снижения прочности глинистых образований.

При этом химические вещества, составляющие предлагаемый состав, функционально выполняют в зависимости от индивидуальных свойств следующие назначения для обеспечения синергетического эффекта действия, направленного на разрушения органофильных глинистых образований.

1) 4,4-диметил-1,3-диоксан представляет собой гетероциклическое кислородосодержащее соединение, которое обладает в сравнении с растворителями, отмеченными в прототипе лучшей растворяющей способностью для широкого класса органических соединений, в т.ч. смол и конденсированных ароматических углеводородов, продуктов окисления тяжелых углеводородов в виде коллоидизированных полимерных пленок [18], присутствующих в органофильных глинистых образованиях. Указанное химическое соединение представляет собой полупродукт производства изопрена, является слаботоксичным и плохоокисляемым веществом, физически стабильным при пластовых температурах, характерных для ПХГ (температура кипения составляет 136°С).

Верхний концентрационный порог (6 мас.%) применения 4,4-диметил-1,3-диоксана в предлагаемом составе соответствует предельной растворимости этого соединения в полярной жидкости (воде) с образованием гомогенной системы. При концентрациях указанного соединения в воде выше 6 мас.% наблюдается образование гетерогенной системы в виде эмульсии, фильтрационные характеристики которой, как известно [19], являются крайне низкими в тонкопористых средах, что отрицательно может сказаться на охвате физико-химическим воздействием кольматированной ПЗП. Нижний концентрационный предел применения 4,4-диметил-1,3-диоксана в предлагаемом составе (4 мас.%), как это будет показано в примерах, соответствует его растворяющей способности для органических соединений, обеспечивающей приемлемые условия для ионообменных процессов на поверхности глинистых минералов с целью разрушения структуры органофильных глинистых образований.

2) Уксусная кислота (СН₃СООН) представляет собой органическое соединение, смешивающееся с водой в любых соотношениях, которая диссоциирует по схеме:

и имеет константу диссоциации, равную 1,85·10^-5 моль/л. Указанное химическое соединение является донором протонов (Н⁺), которые участвуют в ионообменных процессах на поверхности глинистых минералов и преобразуют их структуру. Концентрационные пороги использования уксусной кислоты в предлагаемом составе (8-10 мас.%), как это будет показано ниже в примерах, соответствуют оптимальным показателям разрушения органофильных глинистых образований и восстановления фильтрационно-емкостных свойств кольматированной ПЗП.

3) Метанол (СН₃ОН) представляет собой органическое соединение, смешивающееся с водой в любых соотношениях, проявляет поверхностно-активные свойства, способствующие смачиванию границы раздела сред и вследствие этого усиливает процессы капиллярной пропитки органофильных глинистых образований, обладает также способностью растворять органические соединения. Метанол является недефицитным химическим соединением и широко используется в больших объемах в практике эксплуатации ПХГ в качестве ингибитора гидратообразования. Концентрационные пороги использования метанола в предлагаемом составе (4-10%), как это будет показано ниже в примерах, соответствуют достижению оптимальных показателей по обеспечению капиллярной пропитки используемым составом органофильных глинистых образований для их последующего разрушения.

4) Вода (Н₂О) в виде водопроводной или технической используется для растворения и получения гомогенизированного раствора ранее отмеченных химических соединений, которые входят в предлагаемый в изобретении состав.

Предлагаемый в изобретении состав проявляет новое синергетическое свойство: способность растворять смолы, конденсированные ароматические углеводороды, а также продукты окисления тяжелых углеводородов в виде коллоидизированных полимерных пленок, покрывающих поверхность глинистых минералов, и, благодаря этому, в дальнейшем при позитивном действии капиллярных сил позволяет обеспечивать адсорбцию протонов (Н⁺) на деблокированных местах кристаллической решетки глинистых минералов с целью их дегидратации и, как следствие, снижение прочности органофильных глинистых образований, в отличии от известного реагента, который вследствие химической нестабильности его ингредиентов недостаточно эффективно растворяет ранее отмеченные органические соединения в органофильных глинистых образованиях, а также не оказывает позитивного влияния на процессы капиллярной пропитки, что в конечном счете приводит к неполной реализации ионообменных процессов на обменных местах кристаллической решетки глинистых минералов с целью их дегидратации.

Экспериментальные исследования по изучению воздействия различных составов с целью разрушения органофильных глинистых образований проводились как в свободном объеме, так и в пористой среде, моделирующей кольматированную ПЗП.

Пример 1. Исследования разрушения органофильных образований в свободном объеме.

Уплотненные образцы глинистых образований получали из глинистого раствора, состоящего из воды и бентонитового глинопорошка, представленного в основном глинистыми минералами монтмориллонитовой группы. Для придания органофильных свойств в глинистый раствор вводим отработанное компрессорное масло в количестве 5 мас.%, моделируя при этом процесс преобразования структуры глинистых образований при нагнетании в ПЗП газа со следами отработанного масла. В дальнейшем глинистый раствор обезвоживался до консистенции пасты, после чего с помощью специальных пресс-форм при избыточном давлении 0,5 МПа в течение 2 ч производили подготовку образцов глинистых образований размером 2 см × 2 см × 2 см, которые имели после сушки водосодержащие около 20 мас.%. Подготовленные таким образом образцы помещали на перфорированную площадку весов Фигуровского [20] и приводили в статических условиях в контакт с составами, содержащими химические соединения, способные или стремящимися разрушить структуру глинистых образований. Дополнительно проводили эксперимент с инертной средой (дистиллированная вода). В качестве критерия стабильности структуры испытываемых образований, по которому проводили оценку воздействия исследуемых сред, использовали гравиметрически фиксируемый показатель потери веса образцов на перфорированной площадке весов Фигуровского. Перфорация посадочной площадки предназначена для обеспечения возможности удаления продуктов разрушения органофильных глинистых образований и измерения гравиметрической кинетики их разрушения. Результаты проведенных исследований представлены в табл.1, согласно которым наилучшие результаты по разрушению органофильных глинистых образований оказывают составы, приведенные в предлагаемом изобретении.

Пример 2. Исследование разрушения органофильных образований в пористой среде, моделирующей ПЗП.

С использованием различных составов исследовались процессы разрушения кольматирующих органофильных глинистых образований в пористой среде, моделирующей ПЗП с целью восстановления ее фильтрационно-емкостных характеристик. Во всех случаях модель ПЗП представляла собой кернодержатели длиной 0,5 м и внутренним диаметром 0,05 м, закрытые фланцами, обеспечивающими плоскопараллельное движение флюидов и заполненные уплотненным кварцевым песком с размером фракций 0,1-0,25 мм. Кольматация пористой среды осуществлялась глинистым раствором с удельным весом 1,1 г/см³ на основе бентонита с добавкой 5 мас.% отработанного компрессорного масла для придания глинистому раствору органофильных свойств. Эксперименты проводились в следующей последовательности.

1) Модель ПЗП вакуумировалась и насыщалась водопроводной водой;

2) Осуществляли вытеснение воды из модели ПЗП азотом при grad P=0.5 МПа/м. Объем азота, пропущенного через модель, составлял 100 объемов порового пространства модели ПЗП для создания остаточной водонасыщенности порового пространства на уровне 30-35%, которая соответствует условиям эксплуатации пластов ПХГ, приуроченных к водонапорным системам. Производили замер стабилизированного значения коэффициента газопроницаемости некольматированной модели ПЗП (к_нач).

3) С торцевого сечения модель заполняли органофильным глинистым раствором в объеме, составляющим 20% от объема порового пространства модели ПЗП при grad Р=2 МПа/м с целью моделирования кольматации ПЗП в условиях несбалансированного давления при вскрытии пласта;

4) С противоположной стороны модели осуществляли подачу азота при grad P=0,5 МПа/м в объеме, составляющем 100 объемов порового пространства для моделирования очистки ПЗП от кольматанта при газодинамическом освоении скважины энергией пласта. Производили замер стабилизированного значения коэффициента газопроницаемости кольматированной модели ПЗП (к^*);

5) С торцевого (кольматированного) сечения в модель ПЗП нагнетали при grad Р=2 МПа/м различные составы для разрушения кольматирующих глинистых образований в объеме, составляющем 20% от объема порового пространства модели ПЗП, которые впоследствии выдерживали в модели в статическом состоянии на протяжении 24 часов для физико-химического взаимодействия с кольматантом;

6) С противоположной стороны модели ПЗП осуществили подачу азота при grad Р=0,5 МПа/м в объеме, составляющем 100 объемов порового пространства модели ПЗП для удаления продуктов взаимодействия используемых составов с кольматирующими органофильными глинистыми образованиями. Производили замер стабилизированного значения коэффициента газопроницаемости модели ПЗП (к_кон) после ее декольматации различными составами.

Во всех случаях замер газопроницаемости модели ПЗП осуществляли при режиме фильтрации, соответствующем применимости линейного закона фильтрации Дарси (число Рейнольндса "Re" по B.H.Щелкачеву не превышало значения 0,8).

В качестве критерия оценки разрушения, кольматирующих ПЗП органофильных глинистых образований, использовали показатель восстановления начальной газопроницаемости модели ПЗП (к_нач) после использования для декольматации различных составов, который определяли по формуле

Результаты экспериментов приведены в табл.2, согласно которым лучшее действие по разрушению органофильных глинистых образований, кольматирующих ПЗП ПХГ, по сравнению с другими исследуемыми средами оказывает предлагаемый в изобретении состав, что подтверждает изложенную в данном изобретении феноменологическую модель физико-химического взаимодействия указанного состава с органофильным глинистым кольматантом.

Согласно приведенным исследованям продолжительность выдержки предлагаемого в изобретении состава в кольматированной ПЗП должна составлять не менее 20 часов для достижения наилучшего эффекта по разрушению органофильных глинистых образований, что связано с протеканием процессов растворения коллоидизированных полимерных пленок органических соединений, капиллярной пропитки и ионообменных процессов на поверхности глинистых минералов.

Использование предлагаемого в изобретении состава осуществляют путем нагнетания его через скважину в пласт в объеме, достаточном для заполнения кольматированной органофильными глинистыми образованиями ПЗП, выдерживанием состава в ПЗП для физико-химического взаимодействия с кольматантом в течение 20-25 часов и освоения скважины для удаления продуктов разрушения кольматанта.

Источники информации

1. Баранов B.C. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях. - М.: Гостоптехиздат, 1955, 199 с.

2. Ратушняк Н.С. Влияние глушения скважин глинистым раствором на их продуктивность // Газовое дело, № 9, 1967.

3. Жуховицкий С.Ю. Регулирование параметров глинистых растворов. - М.: Гостоптехиздат, 1960, с.9-15.

4. Тиксотропия и реопексия глинистых суспензий. Научн.-тем. об зор. Сер. Бурение. - М.: ЦНИИНЕФТЕГАЗ, 1965, с.6-18.

5. Гримм Р.Э. Минералогия и практическое использование глин. - М.: Изд-во "Мир", 1967.

6. Злочевская Р.И. Связанная вода в глинистых грунтах. - М.: Изд-во МГУ, 1969, с.14-33.

7. Дерягин Б.З., Чураев Н.В., Овчаренко Ф.Д. Вода в дисперсных системах. - М.: Химия, 1989, с.31-45.

8. Azari V., Leikuhler J. Formation permeability damage induced by complition brines /-JPT, v.42, April 1990, p.486-492/.

9. Патент США № 3572416.

10. Патент США № 3572440.

11. Авторское свидетельство СССР № 1027374 "Способ обработки скважины на воду".

12. Авторское свидетельство СССР № 1838367 "Состав для реагентной разглинизации скважин".

13. Патент США № 4089787.

14. Авторское свидетельство СССР № 1792483 "Способ разглинизации призабойной зоны пласта".

15. Ахметов З.М., Асадов А.Ш., Гукасян А.А. Экспериментальное исследование фильтрации газа через глинизированную пористую среду, содержащую остаточную нефть. Изв. Вузов сер. "Нефть и газ", № 5, 1975, с.57-60.

16. Бабалян Г.А. и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. - М.: Гостоптехиздат, 1962, с.80-81.

17. Патент Российской Федерации № 2124122 "Реагент для разрушения кольматирующих глинистых образований в призабойной зоне пласта после бурения или капитального ремонта скважины".

18. Химические реагенты в добычи и транспорте нефти: Справ, изд. - Д.Л.Рахманкулов, С.С.Злотский, В.И.Мархасин и др. - М.: Химия, 1987, с.76-77, с.96.

19. Касьянов Н.М. и др. Влияние инвертного эмульсионного раствора и пластовой воды на проницаемость призабойной зоны и продуктивность скважин // НТС Сер. "Бурение", ВНИИОЭНГ, № 9, 1973.

20. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. - М.: Химия, 1973.

21. Овчаренко Ф.Д. Ионный обмен и поверхностные явления на дисперсных минералах // В кн. "Успехи коллоидной химии" под ред П.А.Ребиндера. - М.: Наука, 1973, с.66-77.

Изобретение относится к подземному хранению газа в пористых пластах, в частности к составам для разглинизации призабойной зоны пласта (ПЗП) и, как следствие, восстановлению естественной продуктивности скважин. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности снижения прочности структуры органофильных глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта для обеспечения ее очистки (разглинизации) и восстановления естественной продуктивности скважины. Состав для разрушения органофильных глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта подземных хранилищ газа, содержит, мас.%: 4,4-диметил-1,3-диоксан 4-6; уксусная кислота 8-10; метанол 4-10; вода - остальное. 2 табл., 4 ил.

Состав для разрушения органофильных глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта подземных хранилищ газа, содержащий метанол, уксусную кислоту и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит 4,4-диметил-1,3-диоксан при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
4,4-диметил-1,3-диоксан 4-6 уксусная кислота 8-10 метанол 4-10 вода остальное