состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта

Формула изобретения

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.%.

Описание изобретения к патенту

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%.