Результат интеллектуальной деятельности: СОСТАВ ДЛЯ РАЗГЛИНИЗАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

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 к предлагаемому изобретению является способ разглинизации призабойной зоны пласта, включающий в себя закачку в пласт водного раствора соляной кислоты и аммонийсодержащего вещества. Способ предполагает нагрев раствора до закачки в пласт при температурах от 50°С до температуры кипения и содержания компонентов в следующем соотношении, мас.%: раствор соляной кислоты 1-5, аммонийсодержащее вещество 5-50, вода - остальное. Патент СССР №1792483, кл. Е 21 В 43/27, 30.01.93. Бюл. №4.

Использование данного способа связано с рядом трудностей, таких как разогрев приготовленного раствора до температуры свыше 50°С, что в промысловых условиях трудно сделать и использование соляной кислоты, которая при высокой температуре приводит к повышенной коррозии оборудования.

При проведении промысловых работ необходимо учитывать приведенные выше недостатки, а также то, что многие месторождения имеют пластовую температуру ниже 50°С, которая не обеспечивает необходимую скорость реакции разрушения глинистых частиц.

Технический результат изобретения - повышение эффективности разглинизации призабойной зоны пласта за счет разрушения глинистых частиц, находящихся в поровом пространстве пласта, в условиях температур ниже 50°С. Дополнительным результатом изобретения является уменьшение коррозионной активности соляной кислоты.

Технический результат достигается тем, что состав для разглинизации призабойной зоны пласта, включающий в себя водный раствор аммонийсодержащего вещества в концентрации 5-50 мас.% и соляной кислоты, содержит соляную кислоту в концентрации 5,5-15 мас.% и дополнительно - карбоновые кислоты и/или их производные в количестве 0,01 – 10 мас.%.

Сущность изобретения заключается в следующем. Образующиеся при диссоциации аммонийсодержащего вещества ионы аммония воздействуют на атом алюминия, находящийся в центре кристаллической решетки глинистой частицы. Ионы водорода, образующиеся при диссоциации соляной кислоты, окончательно разрушают структуру глинистого образования. Но данный механизм реакции справедлив лишь для температур от 50°С. Для снижения температуры реакции в состав дополнительно вводят карбоновые кислоты и/или их производные в концентрации от 0,01 до 10 мас.% и увеличивают концентрацию соляной кислоты от 5,5 до 15 мас.%.

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. Для ускорения процесса реагирования используют кислые катализаторы, которые повышают реакционную способность большинства производных карбоновых кислот, причем во всех случаях протонируется карбонильный атом кислорода. Одновременно с этим, наличие в растворе аммонийных групп, переводит часть карбоновых кислот в аминокарбоновые кислоты. Известно, что электроноакцепторные свойства группы NH

Для проверки эффективности данного состава были проведены лабораторные исследования, для определения времени разрушения образцов при разных концентрациях реагентов и разных температурах. Водными растворами аммонийсодержащего вещества, например карбамидом в количестве 1 - 500 г на 1 л, соляной кислоты в концентрации 5-20 мас.% и с добавками карбоновых кислот в концентрации 0,005 - 12 мас.%, например малеиновой, нагретыми от 10°С до температуры кипения раствора, обрабатывались сферические образцы монтмориллонитовой глины диаметром 20 мм и весом 10 г. Фиксировалось время разрушения образца с точностью ±0,5 мин.

На фиг. 1 показана зависимость времени разрушения образца от концентрации аммонийсодержащего вещества при постоянной температуре 20°С и постоянном содержании соляной кислоты в количестве 8 мас.% и карбоновой кислоты в количестве 5 мас.%; на фиг. 2 - зависимость времени разрушения образца от концентрации карбоновой кислоты при постоянных температуре 20°С и содержании аммонийсодержащего вещества 15 мас.% и соляной кислоты 8 мас.%; на фиг. 3 - зависимость разрушения образца от концентрации соляной кислоты при постоянной концентрации карбоновой кислоты в количестве 5 мас.% и аммонийсодержащего вещества 15 мас.% при постоянной температуре 20С°.

При реализации данного изобретения применяется водный раствор аммонийсодержащего вещества концентрацией 20 мас.%, соляной кислоты с концентрацией 8 мас.% и карбоновой кислоты в концентрации 5 мас.%. Приготавливают раствор непосредственно перед его применением на скважине. Определяется необходимый объем воды для приготовления раствора, исходя из расчета 0,4 -2,0 м³ на 1 метр вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта. В зависимости от необходимой плотности раствора, а также состава глин выбирается необходимый состав и количество аммонийсодержащего вещества, при постоянном перемешивании затворяется в необходимом количестве воды. В процессе перемешивания в раствор вводятся карбоновая кислота в количестве от 0,01 до 10 мас.% в зависимости от типа коллектора и состава глин.

Для проведения лабораторных исследований также использовались производные карбоновых кислот, малеиновый ангидрид, фталевый ангидрид, которые могут использоваться как совместно с карбоновыми кислотами, так и без них.

После приготовления необходимого количества раствора он закачивается в призабойную зону пласта и задавливается в пласт и оставляется на реагировании в течение 3-4 ч, после чего производится освоение скважины традиционными методами.

Для проверки эффективности предлагаемого состава были проведены промысловые исследования на месторождении Ершовое. При обработке скв. № 1543 предлагаемым составом ее приемистость увеличилась в 3 раз при снижении давления нагнетания на 40%. После освоения этой скважины дебит жидкости увеличился с 4,7 м³/cyт до 18,8 м³/сут.

Таким образом, предлагаемый состав, по сравнению с наиболее близким аналогом, позволяет существенно увеличить дебит скважин и их приемистость.

Источники информации

1. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника газовика. - Справочник. М.: Недра, 1986.

2. Патент СССР №1792483, кл. Е 21 В 43/27, 30.01.93. Бюл. №4.