способ и состав для разглинизации призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. Состав для разглинизации призабойной зоны пласта, включающий аммонийсодержащее вещество и органический растворитель, отличающийся тем, что он содержит указанные компоненты в виде суспензии в органическом растворителе 1-70 мас.% смеси аммонийсодержащего вещества и карбоновой кислоты и/или ее производной при соотношении аммонийсодержащее вещество и карбоновая кислота и/или ее производная от 1:10 до 10:1.

2. Способ разглинизации призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт состава, содержащего аммонийсодержащее вещество и органический растворитель, отличающийся тем, что производят закачку в пласт состава по п.1 и продавку его водой с рН от 1 до 8.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к области химического воздействия на призабойную зону пласта. Данное изобретение также может использоваться при ликвидации дифференциальных прихватов при бурении.

Наиболее распространенными составами для химического воздействия на пласт являются различные кислотные растворы с добавками поверхностно-активных веществ и плавиковой кислоты. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. - Справочник. М.; Недра, 1986.

Наиболее близким аналогом для заявленного состава является состав для разглинизации призабойной зоны пласта, включающий мас.%: 0 - фосфорную кислоту 3-15, фтористо-водородную кислоту или ее кислые соли 0.5-4.0, хлористый аммоний 1-15, органический растворитель 10-40, вода - остальное.

Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ для разглинизации призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт указанного выше состава, содержащего хлористый аммоний и органический растворитель (Патент РФ № 2139988, 20.10.1999).

Техническим результатом является сокращение времени проводимых работ, снижение затрат по интенсификации притока из пласта, исключение влияния неорганической кислоты на коррозию скважинного оборудования.

Указанный результат достигается тем, что состав для разглинизации призабойной зоны пласта, включающий аммонийсодержащее вещество и органический растворитель, содержит указанные компоненты в виде суспензии в органическом растворителе 1-70 мас.% смеси аммонийсодержащего вещества и карбоновой кислоты и/или ее производной при соотношении аммонийсодержащее вещество и карбоновая кислота и/или ее производная от 1:10 до 10:1.

Также указанный результат достигается тем, что в способе разглинизации призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт состава, содержащего аммонийсодержащее вещество и органический растворитель, производят закачку в пласт указанного выше состава и продавку его водой с рН от 1 до 8.

Сущность изобретения заключается в следующем. В зависимости от обводненности продукции и глубины спуска насосного оборудования в легкой безводной нефти затворяется необходимое количество реагентов и тщательно перемешивается до получения устойчивой суспензии. Затем, при открытой трубной задвижке, в затрубное пространство скважины закачивается приготовленная суспензия и продавливается водой в объеме, необходимом для доставки суспензии до приема насоса. Затрубная и трубная задвижки закрываются и вследствие высокой плотности реагентов в суспензии под действием силы тяжести они опускаются на забой скважины. Этому процессу также способствует замещение нефти на воду продавки, которая, растворяя реагенты, также опускается на забой скважины. После полного растворения реагентов в воде начинает идти реакция разглинизации околоствольной зоны пласта, увеличивая его приемистость. В это время, при закрытой трубной задвижке, в затрубное пространство закачивается продавочная жидкость в объеме, необходимом для продавки в пласт всего разглинизирующего раствора, после чего скважина закрывается на реагирование. После реагирования включается насос и скважина запускается в работу.

Многие свойства карбоновых кислот и их производных объясняются значительной электроотрицательностью атомов кислорода и высокой полярностью связи О-Н. Последнее обстоятельство облегчает отрыв гидроксильного водорода, чем и обусловлены кислотные свойства карбоксильной группы. Одновременно с этим наличие в растворе аммонийных групп переводит часть карбоновых кислот в аминокарбоновые кислоты. Известно, что электроноакцепторные свойства группы NH ₃ ⁺ приводят к резкому усилению кислотности карбоксильных групп. При необходимости, в случае низкой пластовой температуры, для ускорения процесса реагирования используют кислые катализаторы, т.е. в воду, которой продавливают суспензию, добавляют кислоту в количестве, необходимом для получения рН раствора до 1. Кислые катализаторы повышают реакционную способность большинства производных карбоновых кислот, причем во всех случаях протонируется карбонильный атом кислорода. Именно данные свойства карбоновых кислот и их производных обеспечивают получение технического результата. В качестве карбоновых кислот и их производных применяют адипиновую, малеиновую, фумаровую, а также малеиновый, янтарный, фталевый ангидриды. В качестве органического растворителя применяют легкую нефть, дизельное топливо, гексан, нестабильный бензин, ШФЛУ - широкую фракцию легких углеводородов.

Для проверки эффективности данного состава были проведены лабораторные исследования, для определения изменения приемистости насыпных образцов, при содержании глины 25 %, при разных соотношения реагентов и их разной концентрации в суспензии. Проницаемость образца по воде составляла 120 мД. В легкой нефти приготавливалась суспензия реагентов, например хлористый аммоний в количестве 5-50 г на 0,1 л, и карбоновая кислота, например малеиновая, в количестве 5-50 г на 0,1л. Концентрация реагентов в нефти при их разном соотношении составляла 55%. Температура при проведении экспериментов составляла 20°С. По трубопроводу к образцу доставлялась суспензия, которая продавливалась водой с рН 4. Выдерживалась во времени для замещения нефти водой и растворения реагентов и затем продавливалась в образец и оставлялась на реагировании на 4 часа. После реагирования определялась проницаемость образца по воде.

На фиг.1 показана зависимость изменения проницаемости образца в зависимости от соотношения реагентов; на фиг.2 - зависимость изменения проницаемости образца от концентрации реагентов в суспензии при их соотношении 1:1.

При реализации данного изобретения применяется 50%-я суспензия хлористого аммония и карбоновой кислоты - в соотношении 2:1. Приготавливают суспензию непосредственно перед применением на скважине. Определяется необходимое количество реагентов и нефти для приготовления суспензии, исходя из расчета получения в призабойной зоне скважины водного раствора реагентов необходимой концентрации в количестве 0,4-2,0 м ³ на 1 метр вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта. Количество реагентов и их соотношение выбирается в зависимости от состава и процентного содержания глин в пласте. Объем воды для продавки суспензии в затрубное пространство скважины выбирается в зависимости от обводненности нефти и глубины спуска насосного оборудования.

После приготовления необходимого количества суспензии она закачивается в затрубное пространство скважины и продавливается водой в объеме, необходимом для доставки суспензии к приему насоса, и скважина закрывается для замещения нефти водой. При этом реагенты, находящиеся в нефти вследствие своей высокой плотности опускаются на забой скважины, перемешиваются с пластовой водой, растворяясь в ней. Вода, которой продавливали суспензию, также растворяет реагенты, которые в процессе седиментации осели на стенки скважины, после чего эта вода смешивается с пластовой водой, выравнивая концентрацию реагентов. После растворения реагентов, в околоствольной зоне пласта, начинается процесс разглинизации, увеличивая приемистость пласта. После полного растворения реагентов и выравнивания концентрации раствор задавливается в пласт и оставляется на реагировании в течение 3-4 часов, после чего производится запуск насоса.

Для проверки эффективности предлагаемого состава были проведены промысловые исследования на месторождении Дыш. При обработке скв. №432 предлагаемым способом без привлечения бригады по ремонту скважин и предлагаемым составом, дебит жидкости увеличился с 1,5 м³/сут до 7,8 м³/сут.

Таким образом, предлагаемый способ и состав, по сравнению с прототипом, позволяет существенно снизить затраты на проведение работ по обработке призабойной зоны пласта и увеличить производительность скважин.