состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий глинокислоту, отличающийся тем, что он дополнительно содержит реагент Катапин КИ-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинокислота - 95 - 99,5

Катапин КИ-1 - 0,5 - 5о

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотных обработок призабойной зоны пласта.

Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащие в своем составе поверхностно-активные вещества (ПАВ), ингибиторы коррозии, полярные и неполярные органические растворители и другие химические реагенты [1, 2].

Известные технические решения характеризуются недостаточной технологической и экономической эффективностью.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав, содержащий ПАВ, соляную и плавиковую кислоты [1].

Однако этот состав характеризуется недостаточной эффективностью.

Целью изобретения является повышение эффективности кислотной обработки призабойных зон пласта добывающих скважин.

Цель достигается тем, что состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит глинокислоту и реагент Катапин КИ-1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

Глинокислота - 95-99,5

Катапин-1 - 0,5-5

Используемая глинокислота содержит 1-8 мас.% фтористого водорода и 10-30 мас.% хлористого водорода. Глинокислоту получают смешением плавиковой и соляной кислот или растворением бифторида и/или фторида аммония в соляной кислоте или используют промышленно производимые смеси соляной и плавиковой кислот (ТУ 6-01-14-78-91).

Катапин КИ-1 представляет собой водный раствор следующего состава, мас. %:

Катапин Б-300 - 25

Уротропин - 25

Вода - Остальное

Состав готовят путем прибавления Катапин КИ-1 к глинокислоте.

Эффективность достигается следующим способом. При взаимодействии состава с породой коллектора происходит ее растворение, что повышает проницаемость призабойной зоны пласта и способствует притоку нефти к скважине из пласта. Растворение терригенной породы коллектора происходит по следующим реакциям:

SiO₂ + 4 HF = 2 H₂O + SiF₄

H₄Al₂Si₂O₉ + 8 HF + 6HCl = 2 AlCl₃+2SiF₄ + 9 H₂O

Растворение карбонатов происходит по следующим реакциям:

CaCO₃ + 2 HCl = CaCl₂ + H₂O + CO₂

MgCO₃ + 2 HCl = MgCl₂ + H₂O + CO₂

Образующийся фтористый кремний способен гидролизоваться:

SiF₄ + 3H₂O = 4 HF + H₂SiO₃

Соляная кислота препятствует быстрому выпадению осадка кремниевой кислоты из раствора, а также растворяет гидроксиды железа, кольматирующие призабойную зону пласта

Fe(OH)₃ + 3 HCl = FeCl₃ + 3 H₂O

Катапин КИ-1 замедляет скорость реакции состава с породой коллектора, что повышает глубину проникновения состава в пласт, снижает поверхностное натяжение на границе раздела нефть/вода, что облегчает проникновение кислотного раствора в нефтенасыщенный пласт, гидрофобизует поверхность породы и способствует выносу продуктов реакции из пласта, а также предохраняет от коррозии поверхностное и подземное оборудование.

Состав может быть применен для кислотных обработок призабойных зон добывающих скважин на месторождениях с терригенными коллекторами при степени обводненности добываемой нефти не выше 70%.

Пример. Состав применили для глинокислотной обработки скважины 7819/104 Тевлино-Руссиновского месторождения. Данная скважина эксплуатирует продуктивный пласт 2.3 БС₁₀. Способ эксплуатации скважины насосом ЭЦН-50. Динамический уровень составляет 990 м.

Дебит скважины до обработки составлял 49 т/сут, при обводненности добываемой продукции 3%. В скважину через НКТ закачали 6 м³ состава, содержащего Катапин КИ-1 1 мас.%, глинокислоты 99 мас.%, при содержании в глинокислоте фтористого водорода 4 мас.%, хлористого водорода 20 мас.% и продавили его в пласт солевым раствором глушения. После выдержки в течение 1,5 ч забой скважины промыли сеноманской водой и пустили в эксплуатацию насосом ЭЦН-50.

В результате обработки дебит скважины увеличился до 76 т/сут при неизменной обводненности добываемой нефти и эффект от применения состава продолжался 12 мес. За это время дополнительно добыто 2941 т дополнительной нефти.

Применение предлагаемого состава повышает эффективность и успешность кислотных обработок призабойных зон добывающих скважин по сравнению с прототипом.