Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ СВОБОДНОЙ ОТ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВЫМИ ВОДАМИ ХЛОРКАЛЬЦИЕВОГО И ХЛОРМАГНИЕВОГО ТИПА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ СВОБОДНОЙ ОТ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВЫМИ ВОДАМИ ХЛОРКАЛЬЦИЕВОГО И ХЛОРМАГНИЕВОГО ТИПА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ СВОБОДНОЙ ОТ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВЫМИ ВОДАМИ ХЛОРКАЛЬЦИЕВОГО И ХЛОРМАГНИЕВОГО ТИПА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Состав для обработки свободной от обводнения пластовыми водами хлоркальциевого и хлормагниевого типа призабойной зоны карбонатного продуктивного пласта, содержащий при следующем соотношении компоненты, мас.%: бикарбонат аммония 11,5 - 25,0, поверхностно-активное вещество флотореагент ВЖС - кубовый остаток производства высших жирных спиртов 1,5 - 5,26 и вода - остальное. 3 табл, 1 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2052083
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 5018018/03
Дата подачи заявки: 25.12.1991
Дата публикации: 10.01.1996
Заявитель(и): Украинский научно-исследовательский институт природных газов (UA)
Автор(ы): Тищенко Василий Иванович[UA]; Зезекало Иван Гаврилович[UA]; Сальваровский Ярослав Антонович[UA]; Лемижанский Виталий Петрович[UA]
Патентообладатель(и): Украинский научно-исследовательский институт природных газов (UA)
Описание изобретения: Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, к химическим способам обработки призабойных зон продуктивных пластов, точнее к использованию обратимых реакций двойного обмена (А.Т.Пилипенко, В.Я.Починок, И.П. Среда, Ф.А.Шевченко. Справочник по элементарной химии. Киев, Наукова думка, 1984, с.20-21), в отличие от солянокислотных обработок, являющихся необратимыми реакциями разложения кислот с выделением СО2 и образованием малодиссоциированных соединений, например Н2О.
Известно явление выщелачивания сульфатных (преимущественно ангидрита (карбонатных) кальция) минералов и кремнезема из пород-коллекторов при закачке маломинерализованных или пресных поверхностных вод (журнал "Нефтепромысловое дело", 1979, с.22-23). Здесь помимо физического растворения пород-коллекторов могут иметь место и реакции двойного обмена.
Специальных обработок карбонатных пород-коллекторов по принципу обратимых реакций двойного обмена в научно-технической и патентно-лицензионной литературе нами не установлено.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому составу является состав удаления технологичных солеотложений с применением гидрокарбоната аммония (углекислого-кислого) NH4HCO3 и карбоната аммония (углекислого) (NH4)2CO3 [1]
Задачей изобретения является применение указанного реагента (электролита) для воздействия на карбонатные породы пласта-коллектора с последующим удалением продуктов реакции при освоении скважины и таким образом увеличения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и усиления реакции реагирования электролита с карбонатами пласта-коллектора.
Для технического решения поставленной задачи в известном способе удаления технологичных солеотложений, включающем использование электролита представленного водным раствором бикарбоната карбоната аммония, способного взаимодействовать с карбонатами, согласно изобретению, в призабойную зону, свободную от обводнения пластовыми водами хлоркальциевого и хлормагниевого типа, закачивают указанный электролит, который через посредство обратимых реакций двойного обмена переводит нерастворимые карбонаты кальция и магния пласта-коллектора в растворимые карбонат аммония и бикарбонат кальция и магния.
Второе отличие состоит в том, что для усиления реакции реагирования электролита с карбонатами пласта-коллектора электролит обработан смесью неионогенных и анионоактивных ПАВ (СПАВ), например флотореагентом ВЖС (кубовый остаток высших жирных спиртов сложного состава), при следующем соотношении компонентов, мас. электролит (раствор бикарбоната карбоната аммония) 11,50 25 СПАВ, например флотореагент ВЖС 1,50-5,26, вода остальное.
На месте нерастворимых карбонатов пласта-коллектора (мел, известняк, доломит), переведенных в растворимые электролиты и удаленных при освоении скважины, образуются дополнительные каналы растворения, увеличивающие проницаемость ПЗП и, следовательно, производительность скважины.
При наличии обводнения пластовыми водами хлоркальциевого и хлормагниевого типа предлагаемый способ нежелателен из-за временной частичной закупорки продуктивных пластов образующимся при реагировании осадком мела. Образование мела обуславливается активным взаимодействием ионов хлора пластовых вод из аминной группы бикарбоната аммония с образованием хлористого аммония и мела.
Происходящие обратимые химические реакции двойного обмена между электролитом и карбонатами пласта-коллектора следующие:
CaCO3 + 2 NH4HCO3 (NH4)2CO3 +
+ Ca(HCO3)2
MgCO3 + 2 NH4HCO3 (NH4)2CO3 +
+ Mg(HCO3)2
(MgCa)CO3 + 2 HOH + (NH4)2CO3
MgCa(HCO3)2 + 2 NH4OH Флотореагент ВЖС кубовый остаток высших жирных спиртов может водиться в исходный раствор при очистке природного газа от двуокиси углерода по аммиачному способу для достижения большей эффективности очистки газа, при котором происходит наработка (бикарбоната и карбоната) аммония. Но для решения поставленной задачи он специально вводится в водный раствор бикарбоната аммония в количестве 1,50 5,26 мас. независимо от способа получения последнего. Здесь он играет роль катализатора вышеприведенных обратимых реакций двойного обмена. Степень влияния флотореагента ВЖС на растворимость карбонатов пласта-коллектора в растворе гидрокарбоната аммония приведена в табл.2 (пример 2).
Состав флотореагента ФЖС (мас.) приведен ниже:
NaOH не менее 0,5/0,8 1,6%
Жирные кислоты не менее 40 по отношению к органической части,
Неомыляемые вещества 15 24
Показатели Омыляемая часть Неомыляемая часть Кислотное число 160-186 3-5 Эфирное число 40-70 Карбональное число 30-40 26-40 Йодное число 8-10 13-15 Гидроксильное число 140-150 Содержание углеводородов 6 15 Содержание окиси кислот 8-16 Содержание дикарбоновых
кислот 20-30 Содержание монокарбо-
новых кислот 20-30 Содержание спиртов:
моноспирты 50
диолы 30-25
Физические свойства флотореагента ВЖС. При температуре 20оС представляет собой темно-коричневую маслянистую жидкость плотностью 1,06 г/см3, начало загустения 0оС, начало кипения 100оС. Сопоставимый анализ показывает, что предла- гаемый состав отличается от известного как по назначению (известный для удаления технологичных солеотложений, предлагаемый для воздействия на карбонатные породы пластов-коллекторов), так и обработкой реагента (электролита) смесью неионогенных и анионоактивных ПАВ (СПАВ), например флотореагентом ВЖС, усиливающей реакцию реагирования реагента с карбонатами пласта-коллектора. Аналога, наиболее часто применяемого в нефтегазопромысловой практике для воздействия на карбонатные породы пластов-коллекторов, основанного на принципе обратимых реакций двойного обмена, как отмечалось выше, нами в научно-технической и патентно-лицензионной литературе не установлено.
Следовательно, предлагаемый состав является приоритетным. К тому же он является несложным, не вызывает коррозии оборудования, т.к. раствор бикарбоната аммония обладает ингибирующими свойствами, не связан с необходимостью иметь спецавтоцистерны и спецпарк емкостей, менее токсичен, чем HCl и, следовательно, более экологичен, что вместе взятое соответствует изобретательскому уровню.
На чертеже приведена зависимость растворимости применяемого в предлагаемом составе реагента, бикарбоната аммония, от температуры раствора.
Применяется состав следующим образом. Сначала производятся подготовительные работы. Выбранная для интенси- фикации скважина исследуется на определение ее продуктивной характеристики, т.е. замеряется суточный дебит газа, суточный вынос конденсата и воды на одном (рабочем) или на нескольких дополнительных режимах. Если скважина оборудована пакером, то предварительно открывается циркуляционный клапан (КЦ) для соединения трубного и затрубного пространства внизу лифта НКТ. Затем скважина ставится на восстановление статического давления или подается в шлейф скважины газ высокого давления от другой скважины. Затем производятся работы по интенсификации. В призабойную зону скважины, свободную от обводнения пластовыми водами хлоркальциевого или хлормагниевого типа, через трубное или затрубное пространство закачивается без стравливания газа из скважины расчетное количество реагента из расчета 0,1-0,5 м3/на 1 п.м. Затем через задвижки на фонтанной арматуре (ФА) соединяется трубное и затрубное пространства для выравнивания давлений газа и продавки этим газом реагента в пласт. Дополнительно в скважину подается газ высокого давления со шлейфа и скважина оставляется для продавливания и реагирования реагента с карбонатами пласта коллектора на 6-18 ч. После этого производится освоение скважины и удаление продуктов реагирования на факельный амбар и скважина пускается для обработки в промысловый коллектор на 5-15 сут. Затем производятся заключительные работы, т.е. исследование скважины на продуктивность, сравнивание продуктивности до и после интенсификации и определение эффективности интенсификации.
Способ осуществляют следующим образом.
П р и м е р 1. Реализация состава в лабораторной установке.
В лаборатории на штатном лабораторном оборудовании были подготовлены образцы песчаников (16 шт. цилиндров) для исследований из кернов месторождений нефти и газа Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ).
Газоаналитическим методом была определена первоначальная карбонатность кернового материала.
Образцы песчаники 16 шт. диаметром 30 мм, длиной 30 мм, абсолютной проницаемостью (51 1326) х 10-15 Н2 (51 1326 Мд) и открытой пористостью от 9,5 до 22,7 Экстрагирование проводилось в аппарате Сокслета, освобождение от влаги в сушильном шкафу (105оС), насыщение флюидами в вакуумной установке, взвешивание на аналитических весах типа ВЛА-200, пилотность флюидов определялась пикнометрами объемом 50 мл, вязкость вискозиметром капиллярным ВПК-3 с внутренним диаметром капилляра 0,56 мм.
По известной методике на лабораторной установке УИПК, обеспечивающей дозировку подачи жидкости под определенным давлением и замер давления образцовыми манометрами, замер объема и расхода вытесняемой и подаваемой жидкости по замерной бюретке и газовым барабанным часам, через образцы керна прокачивались водный раствор гидрокарбоната (бикарбоната аммония) с примесью карбоната аммония концентрации 19 мас. и температуре + 20оС. После экстрагирования и высушивания газоаналитическим методом определялась конечная карбонатность кернового материала образцов кернов.
Результаты определений и изменения карбонатности приведены в табл.1.
Из данных табл.1 видно, что из 14 замеров только в двух замерах (6, 10) карбонатность не изменилась, а во всех остальных замерах карбонатность образцов после обработки раствором гидрокарбоната (бикарбоната) уменьшилась. Таким образом, здесь можно уверенно судить об однозначном положительном результате лабораторных исследований, подтверждающих наличие обратимых химических реакций двойного обмена и перевода нерастворимых карбонатов кальция и магния в растворимые в воде электролиты. Это доказывает целесообразность применения предлагаемого водного раствора бикарбоната карбоната аммония в качестве состава для обработки призабойной зоны карбонатных продуктивных пластов.
На чертеже показана кривая изменения содержания бикарбоната аммония в водном растворе.
Граничное содержание гидрокарбоната (бикарбоната) аммония в водном растворе определяется, с одной стороны, полезностью возможно высокой концентрации реагента. С другой стороны содержание реагента в растворе обусловливается зависимостью реагента от температуры раствора (Винчелл А.Н. Винчелл Г. Оптические свойства искусственных минералов. М. Мир, 1967, с.528). С третьей стороны тем, что бикарбонат аммония малоустойчив и при атмосферном давлении в диапазоне температур 39 60оС начинает частично переходить в карбонат аммония, а частично разлагаться на аммиак и воду.
Химические реакции разложения следующие:
2NH4HCO3 (NH4)2CO3<·>H2O+CO2
(NH)CO3·H2O (NH4)2CO3<·>H2O
(NH4)2CO3___→2NH3+H2O+CO2<↑> где τ время.
В пласте при пластовых давлениях бикарбонат аммония более устойчив. Тогда граничное содержание бикарбоната аммония, исходя из полезности его возможно высокой концентрации в растворе, будет определяться граничными температурами приготовления раствора, забора раствора в автоцистерну для доставки на скважину и закачки его в скважину, которые (температуры) следует выдерживать в пределах (5+35)оС. Этим граничным температурам будет соответствовать граничное содержание бикарбоната аммония 11,5 25 мас.
П р и м е р 2. Авторами была исследована растворимость мела в растворе бикарбоната аммония без обработки и с обработкой флотореагентом ВЖС. Флотореагент вводился специально в предварительно приготовленный раствор бикарбоната аммония. Температура раствора составляла 20оС. Степень растворимости мела определялась по стандартной методике замером концентрации ионов Са++, мг/л, переходящих в раствор.
Результаты исследований приведены в табл.2.
Из данных табл.2 видно, что растворимость мела при обработке бикарбоната аммония флотореагентом ВЖС в количестве 3,0 мас. (оптимальная концентрация) увеличивается в 2,3 4,7 раз, что основное растворение мела осуществляется в первые 6 ч и что за оптимальную концентрацию флотореагента ВЖС можно взять 3 мас. Тогда граничные и оптимальная концентрации флотореагента ВЖС при температуре раствора бикарбоната аммония 20оС и 6-часовой выдержке составляет, мас. минимальное 2,5, максимальное 4,0, оптимальное 3,0. При граничных минимальной и максимальной температурах раствора бикарбоната аммония, равных соответственно 5 и 35оС, концентрация флотореагента ВЖС будет меняться пропорционально изменению концентрации бикарбоната аммония в водном растворе.
Граничные и оптимальное содержание компонентов будет соответствовать указанным в табл.3.
П р и м е р 3. Применение состава в промысловых условиях на примере скважины N 5 Распашновского ГКМ Полтавского газопромыслового управления.
Геолого-техническая характеристика скважины.
Эксплуатационная колонна диаметром 146/140 мм 4286 м, двухсекционная, зацементирована в интервалах 4283 3576 м, 2340 0 м, опрессована на 25/50 МПа, герметична. Искусственный забой 3871 м. Интервал перфорации: 3852 3815 м, перфоратор ПКС 80. Продуктивный горизонт Н-4 представлен известняком, пористость 12 17
Подвеска насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, 3809 м.
Фонтанная арматура 4 АФК 50-700
Скважина введена в эксплуатацию 31.12.1976 г.
Начальные параметры скважины составляли:
Рпл 46,84 МПа, Q г А.С. 541,5 тыс. н.м.3/сут.
Рабочий дебит скважины в январе 1977 г. составлял 102 тыс. м3/сут, но уже в феврале м-це снизился до 10 тыс.м3/сут. В октябре м-це повторно перфорировали перфоратором ПР-54 в интервале 3852 3831 м. Текущие параметры скважины:
Рпл 11,62 Мпа, Рст 8,74 МПа (от 14.11.1990 г.);
Ртр 3,9 МПа, Рзат 5,9 МПа, t + 12оС;
Qг 31 тыс. м3/сут (от 18.09.1990 г).
Выносимая вода пресная, Q 1,0 г/см3.
Перед проведением обработки призабойной зоны карбонатных продуктивных пластов скважина N 5 была происследована на продуктивность с замером дебита промысловым расходомером ДСС 734 и остановкой скважины на замер статических давлений (КВД) и определением дебита обработкой КВД.
Рабочие давления составляли: Рзат459 МПа, Ртр 2,2 МПа, Рукпг= 2,0 МПа.
Дебиты составляли:
по прибору ДСС-734 Qг 14250 м3/сут.
по обработке КВД Qг 21770 м3/сут.
В скважину была закачано 8 м3 раствора бикарбоната аммония оптимальной концентрации и продавлено газом от скважины высокого давления (до 8,2 МПа) в призабойную зону для реагирования c карбонатными отложениями пласта коллектора. После 1,5 ч продавливания и реагирования скважина была освоена, отработана на факельный амбар и пущена в работу на УКПГ.
Из-за скопления на забое раствора реагента, закачанного при обработке пласта и продуктов реакции скважина периодически отрабатывалась то на факел, то в коллектор.
После обработки и очистки скважины она была происследована на продуктивность с замером дебита промысловым расходомером ДСС-734 и остановкой скважины на замер статических давлений со снятием КВД и определением дебита обработкой КВД.
Рабочие давления составляли: Рзат.3,27 МПа, Ртр. 2,3 МПа, Рукпг 2,0 МПа.
Дебиты составили:
по прибору ДСС-734 Qг 40180 м3/сут.
по обработке КВД Qг 42680 м3/сут. Таким образом, дебит после интенсификации увеличился по сравнению c дебитом до интенсификации в 2 3 раза, а именно: по замеру ДСС-734 в (40180 м3/ сут: 14250 м3/сут) 2,8 раза, по определению обработкой КВД в (42680 м3/сут. 21170 м3/сут) 2,0 раза.
Из сравнения дебитов до и после интенсификации следует, что проницаемость призабойной зоны от работ по интенсификации существенно увеличилось, в чем и выражается эффективность интенсификации.
Промышленная применимость предлагаемого изобретения обусловливается следующим:
применяемый реагент бикарбонат карбонат аммония нарабатывается непосредственно на газопромыслах как побочный продукт очистки природного газа от двуокиси углерода;
реагент некоррозионноопасный, экологичный; ПАВы, применяемые для эффективной очистки газа и наработки реагента, недорогостоящи; технология обработок несложная, в частности очистка призабойных зон газовых скважин от загрязнений и жидкости осуществляется обычной продувкой на факел.
Предлагаемое изобретение представляет значительный интерес для народного хозяйства, так как обеспечивает дополнительную добычу газа и конденсата, а в случае применения на нефтяных скважинах и нефти; обеспечивает снижение затрат на работы по интенсификации, а, следовательно, разработку газоконденсатных и нефтяных месторождений.
Формула изобретения: СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ СВОБОДНОЙ ОТ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВЫМИ ВОДАМИ ХЛОРКАЛЬЦИЕВОГО И ХЛОРМАГНИЕВОГО ТИПА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА, содержащий бикарбонат аммония и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поверхностно-активное вещество флотореагент ВЖС - кубовый остаток производства высших жирных спиртов при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Бикарбонат аммония - 11,50 - 25,00
Поверхностно-активное вещество флотореагент ВЖС - кубовый остаток производства высших жирных спиртов - 1,50 - 5,26
Вода - Остальное