Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов
Авторы патента:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока пластового флюида посредством кислотной обработки терригенных коллекторов. Кислотный состав содержит бифторид или бифторид-фторид аммония, сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном соотношении, воду и дополнительно содержит лигносульфонаты в количестве 0,5-0,7 мас.%. Технический результат: увеличение термостойкости кислотного состава для обработки глубокозалегающих терригенных коллекторов. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока пластового флюида посредством кислотной обработки терригенных коллекторов.
Известен кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий сульфаминовую кислоту и бифторид аммония [1]. Недостатком данного состава является то, что при температуре выше 50oС за счет гидролиза сульфаминовой кислоты происходит синтез сульфатов, образующих осадки, закупоривающие пласт. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий, мас. %: фторид аммония 0,56-18,50 или бифторид аммония 0,43-14,25, бифторид-фторид аммония 0,1-17,00 и воду, а также сульфаминовую кислоту в количестве не более эквимолекулярного [2]. Однако термостойкость известного состава составляет до 85oС, что ограничивает возможность его использования для обработки глубокозалегающих терригенных коллекторов. Целью настоящего изобретения является увеличение термостойкости кислотного состава для обработки глубокозалегающих терригенных коллекторов. Поставленная цель достигается тем, что известный кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий бифторид аммония или бифторид-фторид аммония, а также сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном количестве и воду остальное, согласно изобретению дополнительно содержит лигносульфонаты в количестве 0,5-0,7 мас.%. Лигносульфонаты представляют собой аммониевые или натриевые соли лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ (сахаров). Лигносульфонаты - малоопасные вещества и не производят раздражающего и аллергического действия. Количество бифторидов аммония и бифторид-фторид аммония определяется минералогическим составом терригенных коллекторов в каждом конкретном случае отдельно [1]. Исследование эффективности воздействия предлагаемого состава на искусственном керновом материале оценивалось по коэффициенту восстановления проницаемости керна. Для проведения опытов были сформированы керны (модель терригенного пласта), содержащие, например, 93 мас.% кварцевого пласта, 5 мас.% бентонитовой глины и 2 мас.% карбонатов. Для проведения опытов готовили следующие кислотные составы. Состав 1 (по прототипу): 5,1 мас.% бифторид-фторид аммония, 9,7 мас.% сульфаминовой кислоты и вода остальное. Составы 2, 3, 4, 5, 6: в состав 1 дополнительно вводили лигносульфонаты в количестве 0,2; 0,4; 0,5; 0,7; 0,8 мас.% cooтветственно, при этом расчетные количества лигносульфонатов и сульфаминовой кислоты одновременно вводились в воду затворения, после перемешивания и выдержки в течение 30-40 минут вводили расчетное количество бифторида аммония. В качестве лигносульфонатов использовали сухую конденсированную сульфитно-спиртовую барду (КССБ-П), выпускаемую по ТУ 17.06.325-97. Такой порядок ввода компонентов состава способствует химическому взаимодействию сульфаминовой кислоты и лигносульфонатов с образованием термостойких соединений, которые обеспечивают повышение термостабильности всей системы. Определение коэффициента восстановления проницаемости проводилось на установке УИПК-1М по методике согласно РД 39-01470099-510-85. 1. Насыщают образец керна 3% раствором хлористого кальция. 2. Создают гидрообжим керна (200-250 кг/см2). 3. Осуществляют фильтрацию через образец керна трансформаторного масла (ГОСТ 982-80) с постоянной объемной скоросгью Q=0,05 см3/с. 4. После стабилизации фильтрации (30 мин) определяют начальную маслопроницаемость образца керна (К0) по формуле где Q - объемная скорость фильтрации, м3/с. - вязкость трансформаторного масла при 30оС ( =13,1 СП); l и F - соответственно длина (см) и площадь поперечного сечения (см2) керна; Р0 - давление на входе в образец керна до его обработки кислотным составом, кг/см2. 5. Насыщают образам керна кислотным составом и выдерживают его в керне заданное время (6 часов). 6. Вытесняют кислотный состав трансформаторным маслом. 7. После стабилизации фильтрации определяют маслопроницаемость керна К1 по формуле где P1 - давление на входе в образец керна после кислотной обработки, кг/см2. Воздействие кислотного состава на керновой материал оценивалось коэффициентом восстановления проницаемости: В соответствии с отраслевой инструкцией РД 39-0147009-510-85. Опыты проводили при температуре 80, 100 и 110oС. Проведенные исследования показали, что введение лигносульфонатов в количестве 0,5-0,7 мас.% в состав обеспечивает эффективное его использование при температуре до 100оС (таблица 1). Из результатов опытов по определению коэффициента восстановления, приведенных в таблице 1, видно, что при повышении температуры опытов до 100oС этот показатель у составов, нe содержащих лигносульфонатов или содержащих их в количестве менее 0,5 мac.%, снижается на 15-20% (составы 1, 2, 3), в то время как у составов, в которые входят лигносульфонаты и количестве 0,5-0,7 мас. % (составы 4 и 5), этот показатель увеличивается в среднем на 10%. Увеличение содержаниия лигносульфонатов (состав 6) практически не влияет на результат. Таким образом, предлагаемое количество 0,5-0,7 мас.% вводимого лигносульфоната является оптимальным. Опыты при 110oС показали, что при этой температуре коэффициент восстановления проницаемости ухудшается и у составов, содержащих лигносульфонаты, в связи с чем рекомендации по применению предлагаемого состава ограничены 100оС. Таким образом, результаты лабораторных исследований свидетельствуют о правильности выбранного решения и позволяют рекомендовать разработанный кислотный состав для обработки терригенных коллекторов при температуре до 100oС. Исследования коррозионной активности кислотного состава, содержащего лигносульфонаты, проведены по стандартной методике ОСТ 39-099-78 на пластинах из листовой стали Ст 3 размером 35123 мм и показали, что потери веса образцов незначительны (таблица 2). Введение в кислотный состав лигносульфонатов в количестве 0,5-0,7 мас.% способствует снижению коррозионной активности на 10-15%. Предлагаемое техническое решение позволит производить кислотную обработку глубокозалегающих терригенных коллекторов с температурой до 100oС. Предлагаемый кислотный состав не является коррозионно-опасным. Источники информации 1. У.З.Ражетдинов и др. Применение бифторид-фторид аммония для обработки скважин. Журнал "Нефтяное хозяйство", 4, 1984, с. 19-21. 2. Патент РФ 2101482, кл. Е 21 N 43/27, опубл. 1988, БИ 1.0
Формула изобретения
РИСУНКИ
Рисунок 1, Рисунок 2
Похожие патенты:
Способ обработки призабойной зоны скважины // 2182658
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах по интенсификации продуктивности скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов путем закупорки обводненного коллектора высокоэффективным составом химреагентов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ингибирования отложения парафина при добыче и транспорте нефти с помощью химических реагентов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для обработки низкопродуктивных пластов для восстановления проницаемости призабойной зоны
Реагент для повышения нефтеотдачи пласта // 2178519
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при их заводнении
Способ обработки прискважинной зоны пласта // 2177543
Изобретение относится к области горной промышленности и может быть использовано для восстановления коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта, в частности карбонатсодержащего пласта
Способ обработки призабойной зоны скважины // 2177542
Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам кислотной обработки призабойных зон скважин неоднородных нефтяных пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта
Способ вторичного вскрытия пласта // 2183257
Изобретение относится к горной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, вскрывших карбонатные коллектора
Способ обработки продуктивной зоны пласта // 2183742
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке продуктивной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине
Состав для обработки карбонатных пластов // 2184224
Изобретение относится к области нефтеобрабатывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации нефти и газа из пласта
Способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчанистых коллекторов // 2186962
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области повышения производительности нефтедобывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые песчанистые коллекторы
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки ПЗП терригенных коллекторов пласта при пластовых температурах от 20 до 100oС
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области повышения производительности нефтедобывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые песчано-глинистые коллектора юрских отложений Широтного Приобья
Способ очистки призабойной зоны пласта // 2187635
Изобретение относится к области скважинной разработки месторождений нефти и газа и может быть использовано для очистки прискважинной зоны продуктивного пласта после бурения скважины
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области повышения производительности нефтедобывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые алевролитоглинистые коллекторы юрских отложений Широтного Приобья