Состав для перфорации продуктивных пластов

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при перфорации пластов. Техническим результатом является снижение коррозионной активности сред перфорации и повышение растворяющей способности по отношению к глинистым минералам. Состав для перфорации продуктивных пластов включает, мас.%: о-фосфорная кислота 1 - 15, фтористоводородная кислота или ее кислые соли 0,5 - 4,0, ингибирующая соль 1 - 15, органический растворитель 10 - 40, остальное - вода. 3 з.п.ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве рабочей среды для вторичного вскрытия пластов перфорацией.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, хлорид кальция и воду [1].

Недостатком данного состава является его высокая коррозионная активность.

Известен состав для вскрытия карбонатного пласта перфорацией, содержащий соляную кислоту, понизитель фильтрации, хлорид калия, ПАВ - ОП-7 и воду [2].

Недостатком данного состава является низкая растворяющая способность по отношению к глинам и отсутствие осушающего (дегидратирующего) агента, необходимого при вторичном вскрытии продуктивных пластов в скважинах, вышедших из бурения.

Задачей изобретения является снижение коррозионной активности среды перфорации по отношению к технологическому оборудованию и цементному камню; повышение растворимости глинистых минералов в ее среде при одновременном осушающем и ингибирующем действии.

Поставленная задача решается тем, что состав среды перфорации продуктивных пластов, содержащий кислоту, ингибирующую соль и воду, в качестве кислоты содержит о-фосфорную кислоту и фтористоводородную кислоту или ее кислые соли и дополнительно содержит органический растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%: о-фосфорная кислота - 3-15 фтористоводородная кислота или ее кислые соли - 0,5-4,0 ингибирующая соль - 1-15 органический растворитель - 10-40 вода - остальное В качестве солей фтористоводородной (плавиковой) кислоты используют фторид аммония NH₄F или бифторид аммония NH₄F.HF, так как эти соли при взаимодействии с водой диссоциируют с образованием фтористоводородной кислоты.

В качестве солей, ингибирующих набухание глин и для регулирования плотности раствора, используют аммоний хлористый NH₄Cl или KCl, обладающие хорошей растворимостью в холодной воде.

В качестве органического растворителя используют те растворители, которые неограниченно смешиваются с водой и углеводородами и имеют низкое межфазное натяжение на границе с нефтью, например, низшие алифатические спирты, двух - трехатомные спирты, ацетон, диоксан.

Сущность изобретения заключается в том, что перфорационная среда содержит кислотную систему, состоящую из о-фосфорной и плавиковой кислот в сочетании с органическими растворителями и ингибирующими катионами. Преимущество предлагаемой среды перфорации состоит в том, что она очень медленно реагирует с кальцитом, но очень хорошо растворяет глины.

Ее использование позволяет снизить коррозионную активность и сохранить неповрежденными технологическое оборудование, обсадную колонну, коллектор ПЗП (призабойная зона пласта), сложенный песчаником, и обеспечить очистку ПЗП от остатков бурового раствора, глин, ила. Кроме того, кислотная система, содержащая о-фосфорную кислоту, обладает низкой химической активностью по отношению к металлу и цементному камню.

В лабораторных условиях исследовали физико-химические свойства сред перфорации: плотность, растворяющую способность к глине, цементному камню и коррозионную активность.

Для исследования готовили растворы с различным содержанием компонентов. В стакан емкостью 150 мл наливают расчетное количество воды, затем о-фосфорную и плавиковую кислоты, в этом растворе растворяют хлорид аммония и в последнюю очередь добавляют органический растворитель.

Исследования проводились стандартными методами. Определение коррозионной активности проводилось согласно РД 39-3-455-80. "Методы защиты от коррозии при кислотных обработках, нефтяных скважин". Стальные пластины выдерживали в исследуемом растворе при температуре 70^oC в течение 8 часов. Скорость растворения цементного камня определялась по той же методике.

Растворяющая способность предлагаемых ПС (перфорационная среда) по отношению к глинистым минералам определялась гравиметрическим методом. Предварительно взвешивали навеску глины (бентонит) на аналитических весах, переносили в колбу и заливали расчетным количеством раствора ПС. Выдерживали в течение времени, определенного условиями опыта, в термостате при температуре 70^oC, затем содержимое колбы переносили на фильтр, промывали, высушивали и снова взвешивали. По разнице в весе определяли количество растворенного вещества в процентном выражении. Плотность определяли ареометрами общего назначения. Межфазное натяжение перфорационных сред на границе с нефтью определяли методом отрыва капли. Результаты исследований приведены в таблице 1.

В таблице 2 представлены результаты исследований предлагаемых ПС и для сравнения, растворов, взятых за прототип, из которых видно, что предлагаемый состав имеет коррозионную активность ниже, чем у прототипа в 2-3 раза; разрушение цементного камня в 1,5-2 раза; растворение глинистого минерала в 3 - 4 раза.

Таким образом, лабораторные исследования показали, что состав предлагаемых перфорационных сред имеет хорошую растворяющую способность по отношению к глинистым минералам и меньшую активность при воздействии на цементный камень и металл.

Из результатов, приведенных в таблице 1, следует, что плотность ПС можно варьировать в пределах 1000 - 1250 кг/м³, а межфазное натяжение можно снизить до 2 мПас.

Из результатов исследований, приведенных в табл.2, видно, что положительный эффект достигается при варьировании содержания о-фосфорной кислоты 5-20% и фтористоводородной кислоты 0,5-4%, так как при использовании составов, содержащих менее указанных пределов, снижается растворение глинистого минерала, а при содержании в составе ПС 20% о-фосфорной кислоты и 4% фтористоводородной кислоты возрастает коррозионная активность.

Присутствие в составе органического растворителя менее 10% не приводит к снижению коррозионной активности и межфазного натяжения (табл. 1, оп. 1,5) и недостаточен для осушающего воздействия на набухшие глины, нижний предел его ограничен растворимостью компонентов состава (хлориды калия, аммония).

Для приготовления составов сред перфорации для комплексного воздействия на ПЗП в процессе вторичного вскрытия используют товарные реагенты, выпускаемые отечественной промышленностью: о-фосфорная кислота, фтористоводородная кислота или бифторидфторид аммония, хлорид аммония, аммоний азотнокислый и растворители - ацетон, диоксан, гликоли.

Составы ПС на промысле готовят в емкости цементировочного агрегата ЦА-320М и сразу закачивают в скважину в интервал перфорации.

Для приготовления 1 м³ ПС (опыт 3) в емкость набирают 0,480 м³ воды, 0,092 м³ о-фосфорной кислоты и 0,018 м³ плавиковой кислоты, затем растворяют 50 кг NH₄Cl. После того, как соль полностью растворится, добавляют 0,400 м³ диоксана. Раствор перемешивают в емкости цементировочного агрегата.

Используя предлагаемый состав в качестве среды перфорации при вторичном вскрытии пласта, достигается комплексное воздействие на коллектор, закольматированный глиной, за счет воздействия кислотной системой, хорошо растворяющей глину, осушающего действия растворителя и ингибирующего действия катионов K⁺ или NH₄⁺. При этом снижается коррозионная активность составов ПС по отношению к металлу и цементному камню, а также снижается межфазное натяжение ПС на границе с нефтью, следовательно, облегчается процесс вызова притока в скважине.

Источники информации: 1. Амиян В. А. Уголев В. С. "Физико-химические методы повышения производительности скважин." М.: Недра, 1970 г., с.217.

2. Авторское свидетельство СССР N 1546620, кл. E 21 B 43/27, 1990 г. ПРОТОТИП.

Формула изобретения

1. Состав для перфорации продуктивных пластов, содержащий кислоту, ингибирующую соль и воду, отличающийся тем, что в качестве кислоты он содержит о-фосфорную кислоту, фтористоводородную кислоту или ее кислые соли и дополнительно содержит органический растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%: о-Фосфорная кислота - 3 - 15
Фтористоводородная кислота или ее кислые соли - 0,5 - 4,0
Ингибирующая соль - 1 - 15
Органический растворитель - 10 - 40
Вода - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве солей фтористоводородной кислоты используют фторид аммония NH₄F или бифторид аммония NH₄FHF.

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибирующей соли используют хлорид аммония или калия.

4. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют низшие алифатические спирты, двух - трехатомные спирты, ацетон и диоксан.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

QZ4A - Регистрация изменений (дополнений) лицензионного договора на использование изобретения

Лицензиар(ы): Открытое акционерное общество "Сибирская Инновационная Нефтяная Корпорация"-СибИНКор

Вид лицензии*: НИЛ

Лицензиат(ы): ОАО "ТОНД"

Характер внесенных изменений (дополнений):
Прекращение действия договора по обоюдному согласию сторон

Дата и номер государственной регистрации договора, в который внесены изменения:
23.01.2002 № 13907

Извещение опубликовано: 10.10.2004        БИ: 28/2004

* ИЛ - исключительная лицензия НИЛ - неисключительная лицензия

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:
ООО "Кварт"

(73) Патентообладатель:
ЗАО "Тюменский институт нефти и газа"

Договор № РД0005974 зарегистрирован 25.01.2006

Извещение опубликовано: 20.03.2006        БИ: 08/2006

---