Патент на изобретение №2173776
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СОСТАВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И СПОСОБ ЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве среды перфорации при вскрытии пласта. Технический результат – снижение расхода и коррозионной активности состава при одновременном улучшении коллекторских свойств вскрываемого продуктивного пласта. Состав для обработки призабойной зоны пласта ПЗП включает ингибированную соляную кислоту, плавиковую кислоту и насыщенный водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м3 при следующем соотношении компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота в пересчете на хлористый водород 5,0-23,0, плавиковая кислота 2,0-10,0, насыщенный водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м3 – остальное. Используется в виде закачиваемой в скважину концентрированной 70-75 об.% агрегативно устойчивой обратной эмульсии в керосине с использованием эмульгирующего компонента в виде природных пленкообразующих компонентов нефти. 2 с.п. ф-лы, 2 табл. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве среды перфорации при вскрытии пласта. Известен состав для вскрытия продуктивного пласта перфорацией, включающий соляную кислоту, хлорид калия или алюминия, хлорид кальция и органический растворитель, например гликоли или низшие алифатические спирты, или ацетон, и воду (RU 2114293 C, кл. E 21 B 43/27, опубл. 27.06.98 г., Бюл. N 18). Недостатком данного состава является его многокомпонентность и повышенный расход из-за глубокого проникновения состава в пласт. Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), включающий соляную кислоту, хлорид кальция и воду (RU 2640024, кл. 6 E 22 B 43/27, 1997 г.). Недостатком данного состава является повышенный расход из-за глубокого проникновения состава в пласт, его высокая коррозионная активность и низкая эффективность процессов реглинизации призабойной зоны и воздействия на глинистые минералы пласта, что ограничивает область его применения. Известен состав жидкости для перфорации продуктивных пластов (SU 1505959 A1, кл. C 09 K 7/04, E 21 B 43/27, включающий соляную кислоту, плавиковую кислоту, хлорид алюминия, хлорид кальция и воду. Данный состав наиболее близко соответствует технической сущности заявляемого изобретения. Однако высокая коррозионная активность к применяемому нефтепромысловому и скважинному оборудованию и повышенный расход из-за высокой проникающей (фильтрующей) способности состава в пласт ограничивают область его применения. Задача изобретения – разработка состава для вскрытия пласта перфорацией обладающего, до осуществления процесса кумулятивного взрыва перфоратора, повышенной вязкостью, низкой коррозионной активностью и фильтруемостью, а в момент взрыва перфоратора, – резким снижением вязкости, высокой фильтруемостью в пласт и повышенными растворяющими и очистными свойствами в отношении заглинизированных частиц и АСПО. Поставленная задача решается тем, что состав для вскрытия продуктивного пласта перфорацией, включающий смесь соляной и плавиковой кислот, хлорид кальция и воду, соляная кислота содержится в виде ингибированной соляной кислоты, хлорид кальция и вода содержатся в виде насыщенного водного раствора плотностью не ниже 1380 кг/м3 при следующем соотношении компонентов, мас.%: Ингибированная соляная кислота в пересчете на хлористый водород – 5,0-23,0 Плавиковая кислота – 2,0-10,0 Насыщенный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м3 – Остальное При этом с целью снижения коррозионной активности и повышения реологической характеристики состава, данный состав, перед тем как его использовать в качестве среды для перфорации при вскрытии пласта, т.е. закачивать в скважину, его подвергают интенсивному диспергированию в керосине с использованием в качестве эмульгирующего компонента природных пленкообразующих компонентов нефти, например, добавки в керосин тяжелой асфальто-смолистой нефти с содержанием асфальтенов, – основных природных стабилизаторов обратной эмульсии, не менее 10 мас.%, в количестве, обеспечивающем получение концентрированной 70-75 об. % агрегативно устойчивой обратной эмульсии вязкостью порядка 150-210 мПа  с, где внешняя (дисперсионная) среда представлена инертным, в коррозионном отношении, углеводородным растворителем (керосином), а внутренняя (дисперсная) фаза состоит из выше указанного состава, т.е. смеси ингибированной соляной и плавиковой кислот и насыщенного водного раствора хлорида кальция.
В лабораторных условиях исследовали физико-химические свойства заявляемого состава и состава по прототипу: плотность, вязкость, скорость фильтрации, растворяющую способность по отношению к АСПО, бентонитовой глине и коррозионную активность к металлу.
Определение плотности и вязкости проводили стандартными методами, исследование скорости (мл/мин) фильтрации определяли с помощью фильтра Шота N 4, а растворяющую способность анализируемых сред осуществляли гравиметрическим методом. Для чего предварительно взвешивали навеску АСПО или глинопорошка на аналитических весах, навеску переносили в колбу и заливали расчетным количеством анализируемой среды (состава для вскрытия) пласта. Систему выдерживали в течение заданного времени в термостате при температуре опыта. Затем содержимое колбы переносили на тарированный фильтр, промывали, высушивали и взвешивали. Коррозионную активность к металлу определяли стандартным методом по изменению массы пластины (сталь – 3) после ее выдерживания в анализируемой среде в течении 8 ч при температуре 70oC.
Компонентный состав анализируемых сред представлен в табл. 1, а результаты сравнительный испытаний приведены в табл. 2.
Причем в табл. 1 и 2 представлены данные для предлагаемого состава до его диспергирования и в виде концентрированной (70 об.%) агрегативно устойчивой эмульсии обратного типа, т.е. в том виде, в котором предлагается применять заявляемый состав в качестве среды для перфорации при вскрытии пласта.
Из данных табл. 1 следует, что предлагаемый состав для вскрытия продуктивного пласта, закачиваемый в обрабатываемую скважину в виде концентрированной эмульсии обратного типа, при более высокой плотности и вязкости, по сравнению с известным составом (прототипом), не обладает заметной коррозионной активностью и фильтрующей способностью и может закачиваться в скважину в объеме, необходимом лишь для перекрытия зоны перфорации продуктивного пласта. Высокая агрегативная устойчивость и повышенная по сравнению с водой плотность данной эмульсии позволяет закачивать ее в скважину через затрубное пространство вместе с водой, что исключает залипание эмульсии в затрубном пространстве и ускоряет ее оседание из водной фазы на забое скважины.
В процессе вскрытия продуктивного пласта кумулятивными зарядами в среде перфорации развивается высокое давление и температура, что приводит к разрушению обратной эмульсии и превращению ее в горячую маловязкую дисперсную систему, состоящую из смеси соляной, плавиковой кислот и насыщенного водного раствора хлорида кальция (дисперсионная среда) и микрокапель (дисперсная фаза) углеводородного растворителя (керосина или дизельного топлива). Эта система не только эффективно очищает призабойную зону скважины от АСПО и других шламовых остатков бурового раствора, но и способна вместе с пороховыми газами глубоко проникать в поры пласта, где наряду с частичным растворением под воздействием соляной и плавиковой кислот породослагающих веществ и глинистых частиц одновременно происходит предотвращение набухания глинистых частиц за счет их взаимодействия с концентрированным водным раствором хлорида кальция.
Таким образом, предлагаемый состав для вскрытия продуктивного пласта и способ его использования позволяют решать такие важные проблемы как снижение расхода и коррозионной активности состава при одновременном улучшении коллекторских свойств вскрываемого продуктивного пласта.
Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что существенные отличительные признаки, используемые в предлагаемом составе для вскрытия продуктивного пласта и способе его использования, являются новыми и ранее не использовалась, что позволяет авторам сделать заключение о соответствии заявляемого технического решения критериям “научная новизна” и “изобретательский уровень”.
Формула изобретения
Ингибированная соляная кислота в пересчете на хлористый водород – 5,0 – 23,0 Плавиковая кислота – 2,0 – 10,0 Насыщенный водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1380 кг/м3 – Остальное 2. Способ использования состава по п.1, характеризующийся тем, что он включает закачивание его в скважину в виде концентрированной 70 – 75 об.% агрегативно устойчивой обратной эмульсии в керосине с использованием эмульгирующего компонента в виде природных пленкообразующих компонентов нефти. РИСУНКИ
MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 21.04.2003
Номер и год публикации бюллетеня: 16-2004
Извещение опубликовано: 10.06.2004
NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение
Номер и год публикации бюллетеня: 16-2004
Извещение опубликовано: 10.06.2004
PC4A – Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение
Прежний патентообладатель:
(73) Патентообладатель:
Дата и номер государственной регистрации перехода исключительного права: 03.08.2004 № 19612
Извещение опубликовано: 10.10.2004 БИ: 28/2004
TK4A – Поправки к публикациям сведений об изобретениях в бюллетенях “Изобретения (заявки и патенты)” и “Изобретения. Полезные модели”
Страница: 303-304
Напечатано: Адрес для переписки: 443001, г. Самара, Галактионовская, 187, кв.66, Г.Н. Позднышеву
Следует читать: Адрес для переписки: 443069, г. Самара, ул. Авроры, 110, ОАО “Ойл Технолоджи Оверсиз”, Т.Г. Сиваковой
Номер и год публикации бюллетеня: 26-2001
Код раздела: FG4A
Извещение опубликовано: 10.08.2005 БИ: 22/2005
|
||||||||||||||||||||||||||
