жидкость для вторичного вскрытия пласта перфорацией

Формула изобретения

1. Жидкость для вторичного вскрытия пласта перфорацией, содержащая фосфорную кислоту, углеводородный растворитель и водный солевой раствор, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ при следующем соотношении компонентов, об.%:

ПАВ - 0,1-2,0

Фосфорная кислота - 0,1-10,0

Углеводородный растворитель - 0,1-7,0

Водный солевой раствор - Остальное

2. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что в качестве углеводородного растворителя она содержит сольвент.

3. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что в качестве ПАВ она содержит сульфонол.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности (отрасли), в частности к способам интенсификации притока к скважинам.

Известна жидкость для вторичного вскрытия пласта перфорацией, содержащая поверхностно-активное вещество (ПАВ), фосфорную кислоту и водный солевой раствор при следующем соотношении ингредиентов, об.% [1]:

ПАВ - 0,1-2,0

Фосфорная кислота - 0,1-10,0

Водный солевой раствор - Остальное

Наиболее близкой к предложенной является жидкость для вторичного вскрытия пласта перфорацией, содержащая, мас.% [2]:

Фосфорная кислота - 3-15

Углеводородный растворитель - 10-40

Фтористоводородная кислота или ее соли - 0,5-40

Ингибирующая соль (хлорид аммония или калия) - 1-15

Вода - Остальное

Недостатком известной жидкости, выбранной в качестве прототипа, является недостаточная физико-химическая активность, что не дает возможности обеспечить получение положительного эффекта, выраженного в увеличении показателей восстановления проницаемости горной породы. Недостаточная технологическая эффективность данной жидкости обеспечивает ограниченные возможности ее дальнейшего использования, а в некоторых случаях даже нецелесообразно ее применение с учетом современного состояния техники.

Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение физико-химической активности жидкости для получения высоких показателей восстановления проницаемости горной породы.

Техническая сущность изобретения заключается в том, что жидкость для вторичного вскрытия пласта перфорацией содержит фосфорную кислоту, углеводородный растворитель, водный солевой раствор, поверхностно-активное вещество - ПАВ при следующем соотношении компонентов, об.%:

ПАВ - 0,1-2,0

Фосфорная кислота - 0,1-10,0

Углеводородный растворитель - 0,1-7,0

Водный солевой раствор - Остальное

В качестве углеводородного растворителя она может содержать сольвент, в качестве ПАВ - сульфонол.

Использование предложенной жидкости для вторичного вскрытия пласта перфорацией, содержащей ПАВ для снижения межфазного натяжения, фосфорную кислоту для растворения отдельных глинистых минералов и карбонатов горной породы, водный солевой раствор для утяжеления раствора и ингибирования набухаемости глин и углеводородный растворитель - сольвент для растворения парафиносмолянистых веществ, позволяет получить высокий коэффициент восстановления проницаемости горной породы за счет неаддитивного повышения ее физико-химической активности. Преимуществом данной жидкости перед известной (прототипом) является сочетание свойств ПАВа, фосфорной кислоты, солевого раствора со свойствами сольвента, что в совокупности обеспечивает синергетический эффект.

Жидкость готовят вначале простым смешиванием в заводских условиях двух взаиморастворимых компонентов: ПАВ (сульфонол, или сульфонат, или неонол, или их смесь в соотношении 1:1:1), углеводородного растворителя (сольвент, или нефрас, или керосин) и фосфорной кислоты в объемном соотношении от 1:0,5 до 1: 2,5. Затем приготовленную смесь добавляют в водный солевой раствор (хлористый натрий, хлористый калий, хлористый кальций) в объеме 1,5 - 10%. На втором этапе приготовления насосным агрегатом создают круговую циркуляцию в течение 10-15 мин до получения гомогенного раствора. Последний раствор можно готовить перед началом работ у скважины или заранее на растворном узле, поскольку раствор устойчив при длительном хранении. Возможен вариант приготовления жидкости простым смешением четырех взаимно растворимых компонентов. После дозировки ПАВа (сульфонола), фосфорной кислоты, сольвента и солевого раствора насосным агрегатом создают круговую циркуляцию в течение 10-15 мин до получения гомогенного раствора. В качестве водного солевого раствора используют водный раствор хлористого натрия плотностью 1100-1190 кг/м³.

Для проверки эффективности действия предлагаемой жидкости перфорации были проведены лабораторные исследования.

В качестве ПАВа используют сульфонол, в качестве водного солевого раствора - раствора хлористого натрия плотностью 1100-1190 кг/м³. Для сопоставления свойств предложенной жидкости и прототипа были приготовлены девять смесей компонентов смешением водного раствора хлористого натрия, сульфонола, фосфорной кислоты и сольвента и девять смесей известной жидкости (прототипа). Плотность исследуемых жидкостей определяли с помощью ареометра, межфазное натяжение на границе с керосином на сталагмометре, а коэффициент восстановления проницаемости на фильтрационной установке УИПК-1М.

Для количественной характеристики блокирующей способности исследуемой перфорационной среды принята степень восстановления проницаемости горной породы по керосину после воздействия на нее перфорационной средой

=K₁/K100%,

где К - первоначальная проницаемость по керосину;

K₁ - проницаемость керна по керосину, определенная после воздействия на него исследуемой перфорационной средой.

В лабораторных опытах по оценке коэффициента восстановления проницаемости использованы естественные керны продуктивных отложений. На установке УИПК-1М определили первоначальную проницаемость по керосину при 70^oС. Затем через керны прокачали в обратном направлении исследуемую жидкость для перфорации, снова изменили направление фильтрации на первоначальное и прокачали через керн керосин. После достижения стабильных параметров фильтрации определили конечную проницаемость керна по керосину К₁. Для каждого керна вычисляли коэффициент восстановления проницаемости . Результаты исследований приведены в табл. 1.

Из табл. 1 видно, что жидкость для перфорации заявляемого состава обладает значительно более высокой физико-химической активностью и коэффициентом восстановления проницаемости.

Так, если у известного состава минимальное значение межфазного натяжения на границе с керосином составляет 0,7 Н/м, а максимальный коэффициент восстановления проницаемости равен 133%, то для заявляемой жидкости эти показатели соответственно равны 0,3 Н/м и 198%. Положительные свойства данного состава проявляются при варьировании содержания компонентов жидкости в пределах об.%: сульфонол 0,1-2,0, фосфорной кислоты 0,1-10,0, сольвент 1,0-7,0, водный солевой раствор - остальное.

Нижние пределы концентраций сульфонола, сольвента и фосфорной кислоты в заявляемой жидкости обусловлены недостаточной физико-химической активностью и низким коэффициентом восстановления проницаемости, которые при концентрациях этих компонентов менее 0,1% приближаются к показателям известной жидкости. Верхние пределы концентраций сульфонола, сольвента и фосфорной кислоты лимитируются незначительным повышением физико-химической активности и коэффициента восстановления проницаемости относительно оптимального состава при более высоких концентрациях. Верхний предел концентрации фосфорной кислоты обусловлен также повышением коррозионной активности состава.

Высокое значение коэффициента восстановления проницаемости при наличии очень низкого межфазного натяжения на границе с нефтью позволяет повысить эффективность не только при перфорации пласта, но и применять заявляемый состав в качестве жидкости при глушении скважин в процессе их ремонта.

Технология вторичного вскрытия пласта перфорацией не меняется по сравнению с известной.

Технико-экономическая эффективность

Повышение качества вскрытия продуктивных пластов перфорацией, уменьшение времени освоения скважин, повышение их продуктивности за счет сочетания свойств заявляемой жидкости:

- низкого поверхностного натяжения заявляемой жидкости на границе с пластовым флюидом;

- увеличения эффективной пористости коллектора при воздействии фосфорной кислоты при контакте с карбонатной и глинистой составляющей скелета породы;

- растворения парафиносмолянистых веществ, отлагающихся на поверхности породы;

- высокой нефтеотмывающей способности.

Данные лабораторных испытаний заявляемой жидкости подтверждены экспериментальными промысловыми испытаниями. Жидкость данного состава для проведения промысловых испытаний готовят на буровой с помощью агрегата ЦА-320. Содержание компонентов в ней составляет, об.%: сульфонола 1,0; фосфорной кислоты 2,5; сольвента 5,0; раствор хлористого натрия плотностью 1150 кг/м³ остальное. Приготовленную жидкость в объеме 3 м³ закачивают в эксплуатационную колонну в качестве первой порции продавочной жидкости на пробку. Оставшийся объем колонны заполняют водным раствором хлористого натрия. При этом соблюдают условие, чтобы плотность жидкости для перфорации была на 30-40 кг/м³ выше плотности солевого раствора, используемого для заполнения колонны. Во всех испытуемых скважинах и в скважинах, выбранных за базу сравнения, зону одного и того же продуктивного пласта вскрывают перфоратором ПК-103 с плотностью 10 отверстий на 1 м толщины пласта. В скважинах, выбранных за базу сравнения, перфорацию производят в среде водного раствора хлористого натрия (аналог). После перфорации эксплуатационной колонны производят вызов притока флюида с помощью ЭЦН. В течение 1-2 мес после пуска скважины в эксплуатацию производят гидродинамические исследования методом прослеживания уровня с записью восстановления уровня. По результатам 2-3 измерений, произведенных с интервалом 10-15 сут и с учетом эффективной мощности пласта, для каждой скважины рассчитывают средний удельный коэффициент продуктивности. Данные экспериментальных испытаний заявляемой и известной жидкостей приведены в табл. 2.

Среднее значение коэффициента продуктивности по трем испытуемым скважинам в одинаковых геологических условиях в 2,5 раза выше среднего значения коэффициента продуктивности по трем базовым скважинам.

Использование данного изобретения за счет повышения качества и эффективности вторичного вскрытия продуктивного пласта позволяет повысить продуктивность нефтяных скважин с начала их эксплуатации в среднем в 2,5 раза и на 10-12% сократить сроки освоения скважин.

Источники информации

1. Авторское свидетельство SU 1572094 А1. "Жидкость для вторичного вскрытия пласта перфорацией".

2. Патент РФ 2139988, Е 21 В 43/27, 20.10.1999, 4 с.