Состав для разглинизации призабойной зоны пласта

Состав для разглинизации призабойной зоны пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для разглинизации призабойной зоны пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин, представленного низкопроницаемым терригенным глинистым коллектором и/или снизивших свою продуктивность вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом.

Известен способ разглинизации призабойной зоны пласта путем закачки состава, состоящего из раствора соляной кислоты, аммонийсодержащего вещества и воды (см. патент РФ №1792483, МКИ Е 21 В 43/27, публ. 1993 г.).

Однако данный способ нетехнологичен вследствие необходимости нагревания состава при температуре от 50°С до температуры кипения.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, плавиковую кислоту, органический растворитель, добавку и воду (см. патент РФ №2058362, МКИ Е 21 В 43/27, публ. 1996 г.)

Данный состав неэффективен при обработке глинистых коллекторов и не может быть использован в породах, содержащих набухаемые и слабонабухаемые типы глин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для разглинизации призабойной зоны пласта (варианты), содержащий соляную кислоту, добавку, водно-метанольную фракцию и воду, в вариантах состав дополнительно содержит поверхностно-активное вещество и фтористоводородную кислоту (см. патент РФ №2174594, МКИ Е 21 В 43/27, публ. 2001 г.).

Известный состав недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны пласта, содержащей набухающие и слабонабухающие глины, а также в процессе эксплуатации у него повышается коррозионная агрессивность в отношении нефтепромыслового оборудования.

В основу настоящего изобретения положена задача создать состав для разглинизации призабойной зоны пласта, представленного низкопроницаемым глинистым коллектором или коллектором, закольматированным привнесенными глинистыми материалами в ходе бурения или эксплуатации, позволяющий эффективно воздействовать на призабойную зону пласта за счет снижения набухаемости глин, активации и диспергирования с последующим выносом при освоении скважины, тем самым увеличивая проницаемость призабойной зоны пласта, а также позволяющий снизить скорость коррозии нефтепромыслового оборудования.

Поставленная задача решается путем создания состава для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащего соляную кислоту, добавку и растворитель, в качестве добавки он содержит диаммонийфосфат, при следующем соотношении компонентов: мас. %:

соляная кислота 15,0-90,0

диаммонийфосфат 0,5-5,0

растворитель остальное

В преимущественных вариантах состав дополнительно содержит поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-2,0 мас.% и/или фтористоводородную кислоту в количестве 0,2-8,0 мас.%.

Для приготовления состава соляную кислоту используют по ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 2458-264-05765670-99.

Диаммонийфосфат берут по ГОСТ 8515-75 или по ТУ 113-25-65-03-89.

В качестве фтористоводородной кислоты (HF) используют кислоту по ТУ 6-09-2622-88, ТУ 113-08-523-82, ГОСТ 2567-89, ГОСТ 10484-78.

В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют неионогенные, катионактивные и анионактивные ПАВ,

В качестве неионогенных ПАВ используют, например, неонол АФ₉-6 или АФ₉-12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена по ТУ 38.507-63-171-91, или полиэтиленгликолевый эфир алкилфенола ОП-10 по ГОСТ 8433-81, или оксанол КД-6 по ТУ 6-14-821-87; в качестве катионактивных ПАВ используют, например, катамин по ТУ 6-01-816-75, в качестве анионактивных ПАВ используют, например, фосфенокс Н-9 по ТУ 6-00-5763445-13-89, или оксифос -КД-6 по ТУ 6-02-1148-78, или оксифос Б-1 по ТУ 6-02-1336-86.

В качестве растворителя используют метиловый спирт по ГОСТ 2222-78, или этиловый спирт по ОСТ 38.02386-85, или изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-76, или водно-метанольную фракцию (ВМФ), являющуюся отходом производства диметилфосфита по ТУ 2421-240-05763441-98, или их водные растворы, или их смеси.

Введение в состав ДАФ приводит к снижению набухаемости и диспергации различных типов глин благодаря участию в катионном обмене двух аммонийных ионов. Аммоний-ион, проникая в межпакетное пространство глинистых частиц, препятствует проникновению воды и ускоряет разрушение коагуляционных контактов глинистых образований с диспергированием глинистых частиц в окружающую среду.

Содержание в ДАФ фосфатных групп (НРO₄)^3- способствует снижению скорости коррозии оборудования вследствие образования на их поверхности защитной пленки.

Заявляемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Состав стабилен при хранении, морозоустойчив до температуры минус 45°С.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию “промышленная применимость” приводим конкретные примеры приготовления состава и эффективности разглинизации призабойной зоны пласта с использованием известного и заявляемого составов.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по изучению влияния их на изменение набухаемости глин (коэффициент снижения набухаемости) и влиянию на фильтрационные характеристики заглинизированной пористой среды (коэффициент разглинизации) в зависимости от типа глин.

Исследования по снижению набухаемости глин в гидродинамических условиях проводят на модельной установке по методике в соответствии с РД 39-3-1273-85 “Руководство по тестированию химических реагентов для обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин”, где в качестве модели используют металлическую трубку диаметром 13,6 мм и длиной 38 мм, а в качестве пористой среды - молотый керновый материал девонского горизонта Ромашкинского месторождения, представленного глинистым песчаником с добавлением 3% (по массе) набухающей глины (монтмориллонита), или 5% (по массе) слабонабухающей глины (гидрослюда), или 5% (по массе) из ненабухающей глины (каолинита). Проводят фильтрацию с целью определения начальной проницаемости пористой среды. Для набухающих глин проводят фильтрацию воды через модель в количестве до 350 поровых объема для набухания глинистой составляющей пористой среды, в результате чего происходит снижение проницаемости модели в 8-15 раз. Затем проводят закачку заявляемых составов в количестве 1,2 порового объема модели и выдерживают на реакцию в течение не менее 15 часов. По окончании выдержки с обратной стороны модели осуществляют вытеснение отработанных составов пресной водой. Определяют начальные и конечные объемные скорости фильтрации пресной воды и рассчитывают коэффициент снижения набухания набухшей пористой среды от воздействия составами как отношение конечной проницаемости (К_кон) к проницаемости набухшей пористой среды (К_наб) и коэффициент разглинизации, равный степени улучшения (восстановления) проницаемости пористой среды по сравнению с исходным ненабухшим состоянием (К_кон/К_нач).

Результаты исследований приведены в табл.1.

Пример 1.

Берут 50 г соляной кислоты и при перемешивании добавляют 1,0 г ДАФ, 30,0 г метилового спирта и 19,0 г воды.

Полученный состав перемешивают в течение 30 минут и закачивают в модель. Коэффициент разглинизации 5,85 (см. табл.1,пример 1).

Пример 2-9, 11-18, 20-27 проводят аналогично примеру 1.

Пример 10 (известный состав).

Берут 50,0 г соляной кислоты, добавляют 1,0 г нитрата аммония и 49,0 г водно-метанольной фракции. Полученный состав перемешивают в течение 30 минут и закачивают в модель. Коэффициент разглинизации составляет 5,66 (см. табл. 1, пример 9).

Примеры 19, 28 проводят аналогично примеру 10.

Из приведенных в табл.1 данных видно, что использование заявляемого состава позволяет значительно увеличить эффективность обработки заглинизированных пластов.

Для оценки одного из эксплуатационных показателей, улучшенного по сравнению с показателем для известного состава - показателя скорости коррозии, заявляемые составы исследуют на определение скорости растворения стали. Коррозионные испытания проводят на образцах стали марки Ст3. Замеры показателя скорости коррозии производили через 24 часа и 2 месяцев (оптимальный срок хранения).

В прибор для определения скорости растворения стали, состоящий из стеклянного цилиндра, вместимостью 400 см³, меткой на 250 см³ с пришлифованной пробкой, в которой имеется отверстие для выхода водорода, стеклянного стержня с крючками для подвешивания стальных пластин, заливают кислоту и помещают 4 пластины из стали марки Ст3. Пластины предварительно измеряют, промывают водой, спиртом, ацетоном, сушат и взвешивают. Цилиндры с пластинами помещают в термостат или водяную баню с температурой (20±3)°С. Через 24 ч пластины вынимают из раствора, промывают водой, спиртом, ацетоном, сушат и взвешивают.

Скорость коррозии (V) в г/м² вычисляют по формуле

где m₁, m₂ - масса пластины до начала анализа и после, г;

S - площадь пластины, м²;

24 - время анализа.

Площадь пластины (S) в м² вычисляют по формуле

где а - длина пластины, мм;

b - ширина пластины, мм;

с - толщина пластины, мм.

Площадью отверстий пренебрегают.

За результат принимают среднее арифметическое значение 3-х параллельных определений, допустимое расхождение между которыми не должно превышать 0,04 г/м²ч (Р=0,05).

Результаты исследований по определению скорости коррозии приведены в табл.2.

Таблица 2
№№ п/п	Номер состава из табл.1	Скорость коррозии, г/м2ч	Скорость коррозии через 2 месяца, г/м2ч
1	1	0,12	0,20
2	5	0,16	0,20
3	6	0,18	0,22
4	9	0,10	0,19
5	11	0,15	0,20
6	16	0,20	0,25
7	21	0,20	0,23
8	23	0,20	0,22
9	24	0,29	0,39
10 прототип	28	0,29	0,62

Как видно из данных табл.2, применение заявляемого состава не приводит к значительному увеличению скорости коррозии в процессе эксплуатации.

Заявляемый состав обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

- увеличивается проницаемость призабойной зоны пласта в 5,4-6,7 раз;

- показатель скорости коррозии не значительно увеличивается с течением времени.

1. Состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку и растворитель, отличающийся тем, что в качестве добавки он содержит диаммонийфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота 15,0-90,0

Диаммонийфосфат 0,5-5,0

Растворитель Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-2,0 мас.%.

3. Состав по п.1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит фтористоводородную кислоту в количестве 0,2-8,0 мас.%.