состав для обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны, содержащий соляную кислоту, стабилизатор и воду, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора содержит бензойную кислоту при следующем соотношении компонентов, маc.%:

Соляная кислота 7,8 - 9,5

Бензойная кислота 0,1 - 0,25

Вода 90,25 - 92,1

Описание изобретения к патенту

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

Известен кислотный состав для обработки призабойной зоны скважин, включающий соляную и уксусную кислоту, которую вводят с целью предупреждения выпадения нерастворимого осадка гидроокиси железа в поровом пространстве породы (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 данным составом.

Наиболее близким к предлагаемому составу для обработки призабойной зоны является кислотный состав, содержащий соляную и лимонную кислоты (А.И.Булатов, Ю.Д.Качмар, П.П.Макаренко и др. Освоение скважин. Справочное пособие. - М., OOO “Недра-Бизнесцентр”, 1999. с.320-321).

Недостатком данного состава является низкая растворимость минерального вещества породы.

Задачей настоящего изобретения является увеличение проницаемости призабойной зоны.

Технический результат - повышение растворимости минерального вещества породы.

Указанный технический результат достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны, содержащий соляную кислоту, стабилизатор и воду, в отличие от известного в качестве стабилизатора содержит бензойную кислоту при следующем соотношении компонентов, маc.%:

Соляная кислота (НСl) 7,8-9,5

Бензойная кислота (С₆Н₅СООН) 0,1-0,25

Вода 90,25-92,1

В предлагаемом изобретении заявляемый состав ингредиентов кислотного состава позволяет получить раствор с оптимальными технологическими параметрами. Влияние стабилизатора - бензойной кислоты способствует ограничению выпадения осадка гидроокиси железа при реакции железосодержащих минералов сидеритов и хлоритов с соляной кислотой, чем обеспечивается высокая эффективность солянокислотных обработок по сравнению с обычными кислотными обработками без стабилизатора и с известными стабилизаторами.

Эти свойства кислотного состава позволяют проводить кислотные обработки скважин, как вышедших из бурения, так и находящихся в длительной эксплуатации.

Соляная кислота синтетическая (НСl). Выпускается согласно ТУ 2122-131-05807960-97 или согласно ТУ 39-05765670-ОП-212-95, кислота соляная ингибированная из образов 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.

Бензойная кислота (С₆Н₅СООН) выпускается согласно ГОСТ 10521-78. Представляет бесцветные блестящие чешуйки или кристаллы белого цвета, трудно растворима в воде, легко растворяется в кипящей воде, в растворе углекислого натрия, растворе аммиака, в спирте, эфире, хлороформе. Перевозят всеми видами транспорта. Хранят в упаковке производителя в крытых складах.

В лабораторных условиях приготовление раствора производят в следующем порядке: в расчетное количество соляной кислоты вводится расчетное количество водного раствора бензойной кислоты и перемешивается на лабораторной мешалке “Воронеж” в течение 10 минут.

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

Результаты экспериментов по закачке кислотных составов в образцы керна приведены в таблице. Из полученных результатов экспериментов следуют выводы, что соляная кислота без добавки бензойной кислоты не обеспечивает увеличение проницаемости. Смесь 15% НСl и 0,5% С₆Н₅СООН обеспечивает увеличение проницаемости на 6% у порового коллектора валанжинских отложений и на 17% порово-трещинных коллекторов. Кислотный состав смеси соляной и лимонной кислот обеспечивает восстановление проницаемости образца до 94,5%.

Таблица - Результаты экспериментов по закачке кислотных составов в образцы керна
Месторождение, тип коллектора	Проницаемость,	Пористость, %	Остаточная	Состав кислотных растворов	Проницаемость по керосину. К·10-3, мкм 2		Коэффициент восстановления
	К·10 -3, мкм2		водонасыщенность, %		до опыта	после опыта	проницаемости, %
Уренгойское порово-трещинный	3,05	21,7	50,0	15%НСl 100%	1,52	1,3	86,0
Уренгойское поровый	14,8	16,0	38,6	14%НСl 99% неонол 1%	6,1	5,9	97,0
Ямбургское порово-трещинный	0,2	10,4	60,0	10%НСl 0,3% лимонная кислота	0,0128	0,0121	94,5
Уренгойское поровый	16,1	15,2	39,2	15%НСl 0,5% С6Н 5СООН	10,0	10,6	106,0
Уренгойское порово-трещинный	3,27	29,4	32,0	15%НСl 0,5% С6Н5СООН	0,92	1,07	117,0