состав для вскрытия продуктивного пласта перфорацией

Формула изобретения

1. Состав для вскрытия продуктивного пласта перфорацией, включающий соляную кислоту и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит хлорид калия или аммония, хлорид кальция и органический растворитель при следующем при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота - 5 - 15

Хлорид калия или аммония - 3 - 10

Хлорид кальция - 5 - 30

Органический растворитель - 10 - 40

Вода - Остальное.

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют гликоли, низшие алифатические спирты, ацетон.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве среды перфорации при вторичном вскрытии пласта.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), включающий соляную кислоту, хлорид кальция и воду [1].

Недостатком данного состава является его высокая коррозионная активность и отсутствие компонентов, ингибирующих глинистые минералы.

Известен состав для вскрытия карбонатного пласта перфорацией, содержащей соляную кислоту, понизитель фильтрации, хлорид калия, ОП-7 и воду [2].

Недостатком данного состава, взятого за прототип, является его недостаточная эффективность в связи с отсутствием осушающего (дегидратирующего) агента, необходимого при вторичном вскрытии пластов, имеющих глинистые минералы. Низкая плотность состава ограничивает область его применения.

Высокое содержание ОП-7 (10-15 мас.%) может привести к закупорке пласта. В процессе перфорации создается высокая температура до 1000^oC, при которой ПАВ теряет растворимость, так как термостабильность его не превышает 80^oC.

Задача изобретения - повысить проницаемость коллекторов в призабойной зоне пласта за счет придания составу осушающего действия и снижения межфазного натяжения в совокупности с кислотным воздействием на пласт.

Поставленная задача решается тем, что в известный состав для вскрытия пласта перфорацией, содержащий соляную кислоту и воду, дополнительно вводят хлорид калия или аммония, хлорид кальция и органический растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота - 5 - 15

Хлорид калия или аммония - 3 - 10

Хлорид кальция - 5 - 30

Органический растворитель - 10 - 40

Вода - Остальное

В качестве органического растворителя используют те растворители, которые неограниченно растворяют в воде. Это такие, как низшие алифатические спирты, ацетон, гликоли.

Положительный эффект достигается тем, что предлагаемый состав среды перфорации на основе раствора соляной кислоты содержит органический растворитель, предотвращающий образование стойких эмульсий, осушающий ПЗП, снижающий коррозионную активность.

Введение в состав хлорида калия или аммония стабилизирует коллектор, предотвращает набухание глин и сохраняет коллекторские свойства пласта.

Хлорид кальция используют для регулирования плотности среды перфорации, что значительно расширяет область его применения.

При использовании предлагаемого состава в качестве среды перфорации происходит комплексное воздействие на ПЗП в процессе вторичного вскрытия, включающее: кислотное воздействие, осушающее воздействие органическим растворителем и ингибирующее воздействие катионами K⁺ или NH⁺₄.

В лабораторных условиях исследовали физико-химические свойства сред перфорации: плотность, межфазное натяжение, температуру замерзания.

Для исследований готовили растворы с различным содержанием компонентов в следующем порядке. В стакан емкостью 150 мл наливают расчетное количество воды, затем соляной кислоты. После этого растворяют расчетное количество CaCl₂ и KCl, в последнюю очередь добавляют органический растворитель.

Исследования проводились стандартными методами. Плотность определяли ареометрами общего назначения. Межфазное натяжение перфорационных сред (ПС) на границе с нефтью определяли методом отрыва капли. Температуру замерзания определяли путем охлаждения жидким азотом.

Результатом лабораторных исследований приведены в табл.1, из которой видно, что плотность растворов ПС варьируется от 940 до 1250 кг/м³.

По мере увеличения содержания растворителя от 10 до 40% межфазное натяжение снижается от 20 до 3,5 мН/м.

Исследование растворяющей способности предлагаемых ПС по отношению к горной породе определялось гравиометрическим методом. Предварительно взвешивали навеску горной породы на аналитических весах. Навеску переносили в колбу и заливали расчетным количеством раствора ПС. Выдерживали в течение времени, определенного опытом, в термостате при температуре опыта. Затем содержимое колбы переносили на фильтр, промывали, высушивали и взвешивали. По разнице в весе определяли количество растворенного вещества.

Коррозионная активность определялась стандартным методом. Стальные пластины выдерживались в исследуемых ПС при 70^oC в течение 8 ч.

В табл.2 представлены результаты растворения нефтенасыщенного и экстрагированного керна исследуемыми растворами ПС и для сравнения растворами составов, взятых за прототип (опыт 2) и аналог (опыт 1), из которых видно, что при растворении экстрагированного керна все составы имеют одинаковую растворяющую способность. При растворении нефтенасыщенного керна предлагаемые растворы ПС имеют лучший результат (опыт 3,4).

Коррозионная активность металла в заявляемых ПС, содержащих растворитель, ниже, чем у известных в 2 - 3 раза (опыт 3, 4).

Таким образом, лабораторные исследования показали, что состав предлагаемых перфорационных сред имеет хорошую растворяющую способность как экстрагированного, так и нефтенасыщенного керна, низкое межфазное натяжение, низкую коррозионную активность.

Из табл. 1 и 2 видно, что положительный эффект достигается при варьировании содержания соляной кислоты 5 - 15%, так как при содержании HCL менее 5% не будет растворяться горная порода, а при концентрации HCL более 15% повысится коррозионная активность состава.

Хлорид кальция используют для варьирования плотности раствора и он не влияет на растворяющую способность состава, но содержание его в составе более 30% нежелательно при высоком содержании органического растворителя, т. к. он может выпадать из раствора.

Присутствие в составе органического растворителя менее 10% не приводит к снижению межфазного натяжения, коррозионной активности и недостаточен для осушающего воздействия на набухание глины в призабойной зоне пласта. Нижний предел его ограничен возможностью растворения хлорида кальция и хлорида калия (аммония).

Ингибирующий эффект катионов K⁺ или NH⁺₄ начинается при концентрации вышеуказанных солей 3%, а при повышении их концентрации выше 10% не приводит к улучшению результата.

Для приготовления состава для вскрытия продуктивного пласта перфорацией используются товарные реагенты, выпускаемые отечественной промышленностью в большом объеме.

Соляная кислота ТУ 6-01-714-77

Хлорид кальция ГОСТ 450-77

Хлорид калия ГОСТ 3234-77

Хлорид аммония ТУ 6-00-5751766-2-88

Ацетон технический ГОСТ 2668-84

Этиленгликоль ГОСТ 19710-83

Изопропиловый спирт ГОСТ 9805-84

Состав на промысле готовят в емкости цементировочного агрегата ЦА-320М и сразу закачивают в скважину (интервал перфорации).

Для приготовления 1 м³ состава (опыт 2) необходимо в емкость залить 0,450 м³ 24%-HCl, воды 0,250 м³, затем растворить 300 кг CaCl₂ и 30 кг KCl. После того, как соли полностью растворены, в емкость добавляют 0,200 м³ гликоля. Раствор перемешивается в емкости цементировочного агрегата.

Использованием предлагаемого состава в качестве среды перфорации при вторичном вскрытии пласта, достигается комплексное воздействие на коллектор за счет кислотного, осушающего и ингибирующего воздействия катионами K⁺ или NH⁺₄.

При этом снижается возможность получения стойких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта за счет снижения межфазного натяжения. Следовательно, облегчается процесс освоения скважин.