состав для подавления набухания глин

Формула изобретения

Состав для подавления набухания глин, включающий углеводороды и кислоту, отличающийся тем, что он содержит в качестве кислоты смесь муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной, янтарной кислот и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводороды - 1,0 ... 5,0

Муравьиная кислота - 3,0 ... 10,0

Уксусная кислота - 20,0 . .. 60,0

Пропионовая кислота - 5,0 ... 14,0

Масляная кислота - 1,0 ... 3,0

Янтарная кислота - 1,0 ... 3,0

Вода - Остальноеа

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии добычи с применением химических веществ для восстановления или увеличения проницаемости продуктивных пластов.

Изобретение может быть применено на месторождениях, сложенных заглинизированными терригенными и заглинизированно-карбонизированными терригенными и карбонатными коллекторами, в которых глина может находиться в виде порового цемента, скрепляющего зерна породы, прожилок и пропластков, а также для обработки скважин, призабойные зоны которых ухудшены попаданием в них глинистых частиц вместе с фильтратом бурового раствора.

Известна жидкость для обработки продуктивного пласта, включающая в себя следующие компоненты, мас.%: кремнефтористоводородную кислоту 5-20, воду - остальное (а.с. СССР N 768944, заявлено 26.04.1977, опубликовано 07.10.1980, ОИППТЗ, 1980 г., N 37).

Данная жидкость используется для обработки карбонизированных пластов, содержащих глинистый материал, например монтмориллонит, каолинит.

Недостатком данной жидкости являются необходимость использования специального корозионно-стойкого оборудования или дорогостоящих ингибиторов, высокая токсичность кремнефтористоводородной кислоты, возможность снижения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) за счет образующихся малорастворимых солей.

Известна жидкость для обработки пласта, созданная на основе нефти и стабилизированная эмульгаторами. Для стабилизации эмульсии предлагаются аминосоединения (либо моноэтаноламиды, либо амины, либо диаминдиолеатаны), взятые в следующих количествах, мас.%: моноэтаноламиды 0,7-1,0, амины 0,2-1,0, диаминдиолеатаны 0,2-0,6 (а. с. СССР N 186363, заявлено 10.09.1965, опубликовано 27.10.1966, РЖГД, 1967, 9Г312П).

К недостаткам данной жидкости следует отнести возможность ухудшения коллекторских свойств пласта, использование в качестве одного из компонентов жидкости дорогостоящей нефти, пожароопасность.

Известна жидкость для обработки продуктивных пластов, включающая в себя метиловые или этиловые спирты или их смеси с последующим введением в обрабатываемый пласт раствора фосфорной кислоты или пятиокиси фосфора в том же спирте. По окончании реакции скважину промывают водой или рассолом (патент США N 3738425, опубликовано 12.06.1973, Изобретения за рубежом).

К недостаткам данной жидкости следует отнести: многоэтапность работ (определенная последовательность закачки реагента), закупорка призабойной зоны пласта за счет образования водонерастворимых осадков, невозможность восстановления первоначальной проницаемости пласта.

Наиболее близким решением к предполагаемому изобретению является состав для подавления набухания глин, содержащий кислоту и воду (SU 781326, опубл. 23.11.1980).

Предлагаемое изобретение решает задачу повышения эффективности подавления набухания глин при обработке заглинизированных, заглинизированно-карбонизированных терригенных и карбонатных коллекторов.

Технический результат, достигаемый при использовании изобретения, заключается в стабилизации и увеличении проницаемости призабойной зоны пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что состав для подавления набухания глин, включающий углеводороды и кислоту, согласно изобретению содержит в качестве кислоты смесь муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной, янтарной кислот и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводороды - 1,0 ... 5,0

Муравьиная кислота - 3,0 ... 10,0

Уксусная кислота - 20,0 ... 60,0

Пропионовая кислота - 5,0 ... 14,0

Масляная кислота - 1,0 ... 3,0

Янтарная кислота - 1,0 ... 3,0

Вода - Остальное

В качестве углеводородов состав содержит, мас.%:

Ацетон - 15

Метанол - 15

Этанол - 15

Кето-кислоты - 15

Оксикислоты - 6

Метилэтилкетон - 10

Метил- и этилацетаты - 10

Пропилформиаты - 14

Состав представляет собой жидкость, хорошо растворимую в воде в любом соотношении.

Состав для подавления набухания глин получают путем компаундирования компонентов в указанных выше соотношениях в обычных условиях.

Технология использования предлагаемого состава заключается в следующем:

а) для нагнетания в водяные скважины

Расчетный объем состава с помощью насосного агрегата закачивают по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавливают водой из водовода в объеме насосно-компрессорных труб в пласт. Скважину закрывают на 48 часов для реагирования. Через двое суток подключают водовод и продолжают закачку воды в пласт.

б) для нагнетания в нефтяные скважины

Технология подачи реагента в призабойную зону пласта добывающей скважины идентична технологии подачи в нагнетательную (водяную) скважину. Отличие лишь в том, что после выдержки реагента в пласте в течение 48 часов приступают к освоению скважины с целью удаления отработавшего реагента из призабойной зоны пласта одним из традиционных методов.

Кислоты и растворители, содержащиеся в реагенте, вступая в контакт с набухшей глиной, подавляют набухание последней за счет торможения ионообменного процесса, уменьшая толщины гидратного слоя на поверхности частичек глинистого материала; растворения кислотами карбонатных составляющих глин. Низкие значения коэффициента поверхностного натяжения на границе нефть - раствор реагента ( = 4...8 мН/м) способствуют более полному удалению отработанных растворов реагента из призабойной зоны скважины. Кроме того, растворение в кислотах и растворителях высокомолекулярных компонентов нефти (асфальтенов, смол и др.) снижает прочность нефтяной пленки на поверхности порового пространства, а следовательно, способствует более полному отмыву и отрыву пленочной и капельной нефти с поверхности пород.

При наличии в коллекторах (в пластовых глинах) карбонатных соединений кислоты реагента вступают в химическое взаимодействие с последними. При этом образуются легкорастворимые в воде соли монокарбоновых кислот, выделяется тепло и углекислый газ. Углекислый газ (СО₂), растворяясь в нефти, увеличивает ее газонасыщенность, что уменьшает вязкость нефти, увеличивает ее подвижность и фильтруемость. При растворении СО₂ в пластовой воде образуется слабоконцентрированная угольная кислота, которая также способствует подавлению набухания глин.

Указанные факторы приводят к увеличению эффективного диаметра поровых каналов, улучшают охват пласта заводнением, тем самым увеличивают производительность нагнетательных и добывающих скважин.

Предлагаемая жидкость была исследована в лабораторных условиях. На приборе Жигача К.Ф и Ярова А.Н. по методике Городного В.Д. оценивался коэффициент набухания глин, в качестве которых использовались бентонит и каолинит, являющиеся основными компонентами пластовых глин. По этой же методике определялся коэффициент набухания глин Нурлатовского и Куганакского месторождений, используемых в процессе бурения в рабочих глинистых растворах.

Жидкостями, вызывающими набухание глин, являлись пластовая вода и пресная вода, закачиваемые в пласт для поддержания пластового давления и предлагаемый реагент предпочтительно следующего состава, мас.%:

Муравьиная кислота - 4,5

Уксусная кислота - 30

Пропионовая кислота - 5,0

Масляная кислота - 1,5

Янтарная кислота - 1,0

Углеводороды - 1,6

Вода - Остальное

Для оценки подавляющей способности реагента были выполнены три серии экспериментов.

В первой серии экспериментов сухие образцы глин контактировали с пластовой водой, пресной водой и реагентом. После прекращения набухания глин оценивали коэффициент набухания.

Во второй серии экспериментов каждый образец глины вначале приводился в контакт с пластовой водой до прекращения набухания глин, затем пластовая вода замещалась пресной водой и после наступления стабилизации в набухании глин пресная вода замещалась реагентом. Опыт считался завершенным, когда показания прибора, фиксирующего изменение объема глины в реагенте, оставались неизменными во времени. По результатам измерений вычислялся коэффициент набухания.

Третья серия экспериментов была идентична второй. Различие состояло в том, что в данной серии изменялась последовательность замещения жидкостей: вначале глины контактировали с пластовой водой, затем - с реагентом, который в последующем замещался пресной водой.

Выбор последовательности замещения одной жидкости другой во второй и третьей сериях не случаен и соответствует реальному замещению жидкостей в продуктивных пластах.

Результаты исследований приведены в таблице.

Анализ результатов исследований показал, что предлагаемый реагент либо уменьшает, либо подавляет набухание глин. Это может быть объяснено в эксперименте торможением ионообменного процесса, уменьшением толщины гидратных пленок на поверхности глинистых частиц, растворением карбонатных включений в составе пластовых глин.