Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СОСТАВ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
СОСТАВ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

СОСТАВ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: 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.
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: 2139988
Класс(ы) патента: E21B43/27
Номер заявки: 98119388/03
Дата подачи заявки: 26.10.1998
Дата публикации: 20.10.1999
Заявитель(и): Открытое акционерное общество "Сибирская Инновационная Нефтяная Корпорация" - СибИНКор
Автор(ы): Старкова Н.Р.; Бриллиант Л.С.; Гордеев А.О.
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Сибирская Инновационная Нефтяная Корпорация" - СибИНКор
Описание изобретения: 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 70oC 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 70oC, 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 мПа·с.
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.