состав для обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, включающий соляную и плавиковую кислоты и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит органический растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.

Соляная кислота 10 17

Плавиковая кислота 1,5 5,0

Органический растворитель 25 35

Вода Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит сернокислый алюминий и/или сернокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.

Соляная кислота 10 17

Плавиковая кислота 1,5 5,0

Органический растворитель 25 35

Сернокислый алюминий и/или сернокислый аммоний 2 9

Вода Остальное

3. Состав по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют флотореагент Т-66 или флотореагент оксаль Т-80 побочный продукт производства 4,4-диметилдиоксана или водно-спиртовую смесь отход производства ТПМ-2-полимера.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, конкретно к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного низкопроницаемым терригенным заглинизированным коллектором, содержащим карбонатные составляющие, и может быть использовано в качестве жидкости перфорации, при освоении и переводе скважин под нагнетание.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную и плавиковую кислоты, оксиэтилированный изононилфенол АФ9-6 и воду (авт. св. СССР N 1770555, кл. Е 21 В 43/27, опублик. 1992).

Недостатками данного способа являются его недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны пласта, а также высокая стоимость компонентов состава.

Известен состав для обработки призабойной зоны терригенного пласта, включающий соляную, плавиковую и галоидзамещенную уксусную кислоты и углеводородный растворитель (авт. св. СССР N 1728479, кл. Е 21 В 43/27, опублик. 1992).

Недостатком этого состава является его невысокая фазовая стабильность, что не позволяет производить состав в промышленных условиях, хранить и транспортировать на значительные расстояния.

Известна кислотосодержащая микроэмульсия для обработки призабойной зоны пласта, включающая 15-24%-ный раствор соляной кислоты или раствор глинокислоты, ароматические углеводороды и черный моносульфитный щелок (патент СССР N 1806260, кл. Е 21 В 43/27, опублик. 1993).

Недостатком микроэмульсии является ее низкая температура, фазная стабильность, в результате чего микроэмульсию необходимо готовить непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является состав жидкости для перфорации продуктивных пластов, включающий соляную и плавиковую кислоты, хлористый алюминий, хлористый кальций и воду (авт.св. СССР N 1505959, кл. С 09 К 7/04, опублик. 1989).

Недостатками такого состава являются его недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны, а также ее нестабильность, в результате чего при хранении наблюдается выпадение осадка, что приводит к необходимости готовить состав непосредственно перед применением.

В основу изобретения положена задача создать состав для комплексной обработки призабойной зоны терригенного низкопроницаемого заглинизированного пласта, обводненного пресной или минерализованной водой и содержащего остаточную нефть. Состав должен обладать фазовой стабильностью, что позволит его готовить как на устье скважины, так и в условиях промышленного предприятия и транспортировать в готовом виде потребителю.

Состав, разработанный для коллекторов с минерализованной водой, включает соляную и плавиковую кислоты, органический растворитель и воду или следующем соотношении компонентов, мас. Соляная кислота 10-17 Плавиковая кислота 1,5-5,0 Органический растворитель 25-35 Вода Остальное

Для обработки заглинизированных коллекторов, в которые закачивается пресная вода, разработан состав, дополнительно содержащий сернокислый аммоний или сернокислый алюминий или их смесь, при следующем соотношении компонентов, мас. Соляная кислота 10-17 Плавиковая кислота 1,5-5,0

Органический раство- ритель 25-35

Сернокислый аммоний

или сернокислый алю- миний или их смесь 2-9 Вода Остальное.

В качестве органического растворителя используют флотореагент Т-66 или флотореагент оксаль Т-80, или отход производства ТПМ-2 полимера. Флотореагент Т-66 или флотореагент оксаль Т-80 является отходом производства 4,4-диметилдиоксана (ТУ 6-01-273-76 и ТУ 38.103420-83 соответственно). Отход производства ТПМ-2 полимера используют по ТУ 38.403610-89.

Введение растворителя позволяет снизить скорость взаимодействия состава с карбонатной породой, гомогенизировать его и растворить асфальтосмолопарафиновые отложения. Кроме того, указанные растворители диспергируют и удерживают во взвешенном состоянии глинистые частицы, что способствует их лучшему отмыву при переводе скважин под нагнетание или при освоении скважин.

В качестве соляной и плавиковой кислот используют кислоты по ТУ 6-01-714-77 и ТУ 48-5-184-78, ГОСТ 2567-73 соответственно или их смесь пот ТУ 6-01-14-78-88. Соляная и плавиковая кислоты растворяют карбонатные и глинистые составляющие породы пласта. Приведенное содержание кислот в составе позволяет проводить обработку призабойной зоны без образования нерастворимых осадков фторидов.

Введение сернокислого алюминия (ТУ 113-08-531-83, ТУ 113-071-042-90, ТУ 6-08-438-79) или сернокислого аммония (ТУ 113-07-04-89), или их смеси в состав позволяет снизить набухаемость глинистой составляющей породы за счет образования комплексных соединений переменного состава.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно комплексно воздействовать на призабойную зону терригенного заглинизированного пласта, содержащего карбонатные составляющие, обводненного пресной или минерализованной водой с небольшим содержанием остаточной нефти, проводить операции по освоению скважин и переводу их под нагнетание.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке призабойной зоны пласта.

Состав может быть приготовлен на устье скважин или в условиях промышленного производства путем снижения вышеуказанных компонентов до получения гомогенной системы. Состав может транспортироваться и храниться у потребителя.

Для доказательства соответствия изобретения критерию "промышленная применимость" проводятся конкретные примеры приготовления состава и определение эффективности обработки призабойной зоны с использованием предлагаемого состава и состава-прототипа.

Оценку эффективности обработки определяют в лабораторных условиях по коэффициенту проницаемости, отражающему применение фильтрационных характеристик до и после обработки предлагаемым и известным составами. Для этого используют линейные модели пласта длиной 7-8 см, сечением 1,5-1,8 см, заполненные кварцевым песком с добавлением 20% глинистого материала. В зависимости от того, какую призабойную зону надо обработать: водо- или водонефтенасыщенную, модели заполняют минерализованной водой или минерализованной водой и нефтью соответственно.

Коэффициент фильтрации определяют по формуле

где W_в скорость фильтрации воды до закачки состава, см³/мин;

W_ф скорость фильтрации воды после закачки состава, см³/мин.

В табл. 1 приведены данные по определению коэффициента проницаемости с применением заявляемого состава и состава-прототипа на моделях, насыщенных минерализованной водой и насыщенных остаточной нефтью.

П р и м е р 1. Соляную кислоту с содержанием HCl 10 мас. смешивают с плавиковой кислотой с содержанием HF 2 мас. и с 30 мас. флотореагента Т-66. Указанные компоненты перемешивают с добавлением воды 58 мас. (опыт 1, табл. 1).

П р и м е р 2.Составы готовят аналогично примеру 1, в качестве растворителя используют флотореагент оксаль Т-80 (опыты 9, 10) и отход производства ТПМ-2 полимера (опыты 11, 12), ацетон (опыты 15, 16).

Как видно из приведенных данных, использование заявляемых составов, имеющих невысокую динамическую вязкость по сравнению с вязкостью состава-прототипа, позволяет увеличить их проникающую способность.

Коэффициент проницаемости при использовании заявляемых составов с содержанием компонентов во всем заявленном диапазоне составляет 1,25-2,78 ед. в то время как при использовании состава-прототипа лишь 0,14-0,61 ед. т.е. наблюдается увеличение проницаемости моделей как в водонасыщенных, так и водонефтенасыщенных моделях.

Далее проводят исследование по определению эффективности обработки с использованием предлагаемого и известного составов на моделях, имитирующих призабойную зону, обводненную пресной водой. Модели готовят аналогично описанному выше, только вместо минерализованной воды их насыщают пресной водой. Результаты исследований приведены в табл.2.

П р и м е р 3. Соляную кислоты с содержанием HCl 10 мас. смешивают с плавиковой кислотой с содержанием HF 2 мас. с 30 мас. флотореагента Т-66 и 2 мас. сульфата алюминия. Указанные компоненты перемешивают с добавлением воды 56 мас. (опыт 1, табл.2).

П р и м е р 4. Составы готовят аналогично примеру 3, в качестве растворителя используют флотореагент оксаль Т-80 (опыты 8, 9) или отход производства ТПМ-2 полимера (опыты 10, 11), или ацетон (опыты 20, 21).

Далее приведены примеры с использованием сульфата аммония (опыты 14, 15, 16) и смеси сульфата алюминия и сульфата аммония (опыты 17, 18).

Из табл. 2 видно, что коэффициент проницаемости при использовании заявляемого состава увеличивается с 2,2 до 3,3 (в среднем не ниже 2,5), в то время как при использовании прототипа данный показатель возрастает в 2 раза.

Таким образом, использование заявляемого состава позволяет увеличить приемистость нагнетательных скважин, вскрывающих низкопроницаемые терригенные заглинизированные коллекторы, насыщенные водой пресной или минерализованной и остаточной нефтью; эффективно использовать крупнотоннажные отходы нефтехимической промышленности, что позволит решить экологическую проблему; готовить состав в условиях промышленного производства, хранить длительное время и транспортировать; при проведении ОПЗ использовать стандартную технику; проводить перевод нефтяных скважин под нагнетание.