СОСТАВ ДЛЯ РАЗГЛИНИЗАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для разглинизации призабойной зоны пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин, представленного низкопроницаемым терригенным глинистым коллектором и (или) снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом.

Известен способ разглинизации призабойной зоны пласта путем закачки состава, включающего раствор соляной кислоты, аммонийсодержащее вещество и воду (см. патент СССР N 1792483, МКИ E 21 В 43/27, публ. 1993 г.).

Однако данный способ нетехнологичен вследствие необходимости нагревания состава при температуре от 50^oC до температуры кипения.

Известен состав для реагентной разглинизации скважины, состоящий из пиросульфата натрия, нитрата аммония и воды (см. патент СССР N 1838367, МКИ E 21 В 43/27, публ.1993 г.).

Недостатком данного состава является недостаточная кислотность состава, слабо разрушающая структуру глинистых минералов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, плавиковую кислоту, органический растворитель, добавку и воду (см. патент РФ N 2058362, МКИ E 21 В 43/27, публ. 1996 г.).

Данный состав неэффективен вследствие недостаточного увеличения проницаемости заглинизированных коллекторов, ввиду малоэффективности содержащегося в нем компонента, воздействующего на глинистый материал породы, и он не может быть использован в породах, содержащих набухаемые и слабонабухаемые типы глин.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный состав для разглинизации призабойной зоны пласта, представленного низкопроницаемым глинистым коллектором или понизившим свои фильтрационные характеристики вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом в ходе технологических операций, позволяющих за счет снижения набухаемости глин, их разрушения и последующего выноса, увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

Поставленная задача решается тем, что состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку, растворитель и воду, где в качестве добавки используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту, или 1-оксиэтилидендифосфоновую кислоту, или нитрат аммония или дифонат, а также в качестве растворителя - водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота, или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота, или нитрат аммония, или дифонат - 0,5-5,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота, или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота, или нитрат аммония, или дифонат - 0,5-5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1-2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
также состав дополнительно содержит фтористоводородную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота, или 1-оксиэтилидендифосфоновая кислота, или нитрат аммония, или дифонат - 0,5-5,0
Фтористоводородная кислота - 0,5-5,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1-2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
Состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, добавку, растворитель и воду, где в качестве добавки используют смесь дифоната и пероксигидрата мочевины, а в качестве растворителя - водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0-15,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Соляная кислота - 7,0-20,0
Смесь дифоната и пероксигидрата мочевины - 5,0-15,0
Поверхностно-активное вещество - 0,1-2,0
Водно-метанольная фракция - 33,0-66,0
Вода - Остальное
Соляную кислоту (HCl) используют по ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 2458-264-05765670-99.

Нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) берут по ТУ 6-09-5283-86, в качестве 1-оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ) по ТУ 6-02-1215-81 можно использовать 1-гидроксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ-МА) по ТУ 6-095372-87, в качестве нитрата аммония используют аммоний азотнокислый по ГОСТ 22867-77 или селитру аммиачную по ГОСТ 2-85, пероксигидрат мочевины (ПГМ) - по ТУ 6-00- 04691277-186-97, дифонат (Д), представляющий водный раствор частично замещенных натриевых солей ряда кислот: нитрилотриметилфосфоновой, метилиминодиметилфосфоновой, оксиэтилидендифософоновой, фосфористой и соляной, по ТУ 6-09-235- 93, смесь дифоната и пероксигидрата мочевины используют при их соотношении 1: (2,5-7,5) соответственно.

Водно-метанольная фракция (ВМФ) является отходом производства диметилфосфита и представляет собой водный раствор метилового спирта с концентрацией 60% и 80% по ТУ 2421-240-05763441-98.

В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют:
- неонол АФ₉ - 6,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена по ТУ 38.507-63-171-91;
- ОП-10 - полиэтиленгликолевый эфир алкилфенола по ГОСТ 8433-81;
- оксанол КД-6-неионогенный ПАВ по ТУ 6-14-821-87;
- фосфенокс Н-9-анионное фосфорсодержащее ПАВ по ТУ 6-00-5763445-13-89;
- оксифос-КД-6-анионное ПАВ по ТУ 6-02-1148-78;
- оксифос Б-1-анионное ПАВ по ТУ 6-02-1336-86.

В качестве фтористоводородной кислоты (HF) используют кислоту по ТУ 6-09-2622-88, ТУ 113-08-523-82, ГОСТ 2567-89, ГОСТ 10484-78.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав для разглинизации призабойной зоны пласта, позволяющий за счет подавления набухания глин, их разрушения и частичного растворения увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

Заявляемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Состав стабилен при хранении, морозоустойчив до минус 45^oC.

Объем закачиваемого состава составляет 1,0-5,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта. После закачки состава дают выдержку для реагирования в течение 15-24 часов. Вынос продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют после выдержки при освоении скважины.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявляемой совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при разглинизации призабойной зоны пласта, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности разглинизации призабойной зоны пласта с использованием известного и заявляемого составов.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по изучению влияния их на изменение набухаемости глин (коэффициент снижения набухаемости) и влиянию на фильтрационные характеристики заглинизированной пористой среды (коэффициент разглинизации) в зависимости от типа глин.

Исследования по снижению набухаемости глин в гидродинамических условиях проводят на модельной установке по методике в соответствии с РД 39-3-1273-85 "Руководство по тестированию химических реагентов для обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин", где в качестве модели используют металлическую трубку диаметром 13,6 мм и длиной 38 мм, а в качестве пористой среды - молотый керновый материал девонского горизонта Ромашкинского месторождения, представленного глинистым песчаником с добавлением 3% (по массе) набухающей глины (монтмориллонита), или 5% (по массе) слабонабухающей глины (гидрослюда+хлорит) или 5% (по массе) из ненабухающей глины (каолинита). Проводят фильтрацию воды через модель в количестве до 350 поровых объема для набухания глинистой составляющей пористой среды, в результате чего происходит снижение проницаемости модели в 10-30 раз. Затем проводят закачку заявляемых составов в количестве 1,2 порового объема модели и выдерживают на реакцию в течение 15-24 часов. По окончании выдержки с обратной стороны модели осуществляют вытеснение отработанных составов пресной водой. Определяют начальные и конечные объемные скорости фильтрации пресной воды и рассчитывают коэффициент снижения набухания набухшей пористой среды от воздействия составами как отношение конечной проницаемости (K_кон) к проницаемости набухшей пористой среды (K_наб) и коэффициент разглинизации, равный степени извлечения проницаемости пористой среды по сравнению с исходным ненабухшим состоянием (К_кон/К_нач).

Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1.

Берут соляную кислоту с содержанием HCl 7,0 г и добавляют при перемешивании 0,5 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты, 33,0 г водно-метанольной фракции с содержанием метанола 50% и 59,5 г воды.

Полученный состав перемешивают в течение 30 минут и закачивают в модель. Коэффициент снижения набухания составляет 17, а коэффициент разглинизации 0,75 (см.табл. пример 1).

Пример 2-20 проводят аналогично примеру 1. Только дополнительно вводят ПАВ и HF.

Пример 21.

Берут соляную кислоту с содержанием HCl 20,0 г и добавляют при перемешивании 10,0 г смеси дифоната и пероксигидрата мочевины при их соотношении 1:2,5 соответственно, 33,0 г водно-метанольной фракции с содержанием метанола 50%, 37,0 г воды.

Полученный состав перемешивают в течение 30 минут и закачивают в модель. Коэффициент снижения набухания составляет 13,9, а коэффициент разглинизации - 0,76 (см.таблицу, пример 21).

Примеры 22-47 проводят аналогично примерам 1-21 с использованием различных компонентов в качестве добавки, с добавлением или без добавления ПАВ и HF, при различных содержаниях компонентов состава и на моделях с содержанием различных типов глин (см. таблицу, пример 22-47).

Пример 48 (известный состав).

Соляную кислоту с содержанием HCl 12,0 г смешивают со фтористоводородной кислотой с содержанием 2,0 г HF, с 30,0 г флотореагента Т-66 и 2,0 г сульфата аммония. Указанные компоненты перемешивают с добавлением воды 53,0 г (см. табл., пример 48).

По данным таблицы видно, что использование предлагаемого состава позволяет значительно увеличить эффективность обработки глинистого пласта, особенно содержащего в качестве глины каолинит при одновременном проявлении эффекта с содержанием других типов глин.

Заявляемый состав обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- увеличивает проницаемость призабойной зоны пласта в 1,3-5,7 раз;
- позволяет эффективно использовать крупнотоннажные отходы нефтехимической промышленности.