Патент на изобретение №2184224
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ
(57) Реферат: Изобретение относится к области нефтеобрабатывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации нефти и газа из пласта. Состав содержит раствор соляной кислоты 13,5% концентрации, полигликоль, оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК) и неонол АФ9-12 (СНО-4Б) при следующем соотношении компонентов, мас.%: полигликоль 3,8-15, ОЖК 0,1-2, СНО-4Б 0,1-3, HCl 80-96. Технический результат: высокая эффективность обработки скважин за счет малой вязкости и высокой проницаемости состава, а также за счет уменьшения скорости и растворяющей способности в водонасыщенной части карбонатного пласта и увеличения растворяющей способности нефтенасыщенной части пласта. 2 табл. Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации притока нефти и газа из пласта. Известен раствор на основе соляной кислоты (Логинов Б.Г., Малышев Л.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. – М.: Недра, 1966). Недостатком этого раствора является высокая скорость реакции кислоты с известняком и быстрая его нейтрализация, в результате чего не достигается достаточно глубокого воздействия на пласт. Наиболее близким к заявляемому техническому решению является состав (патент RU 2076204, МПК Е 21 В 43/27, опубл. 27.03.1997), содержащий водный раствор соляной кислоты 10-12% концентрации, диэтиленгликоль и поверхностно-активное вещество – пенообразователь ПО-1 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Водный раствор соляной кислоты 10-12% концентрации – 85 – 95 Диэтиленгликоль – 4,5 – 14,5 ПАВ – пенообразователь ПО-1 – 0,5, обладающий низкой скоростью реакции раствора с известняком. Недостатком этого раствора является малая растворяющая способность нефтенасыщенной карбонатной породы, в результате чего обеспечивается незначительное увеличение проницаемости в нефтенасыщенной части призабойной зоны пласта, а увеличение проницаемости происходит лишь в промытой (водонасыщенной) части пласта, что проводит к быстрому росту обводненности продукции скважин и низкой эффективности обработок. Цель изобретения – увеличение растворяющей способности нефтенасыщенной части пласта с одновременным уменьшением скорости и растворяющей способности в водонасыщенной части карбонатного пласта. Поставленная цель достигается тем, что известный состав, содержащий раствор соляной кислоты и полигликоль, дополнительно содержит ОЖК и СНО-4Б при следующем соотношении компонентов, мас.%: Полигликоль – 3,8 – 15 ОЖК – 0,1 – 2 СНО-4Б – 0,1 – 3 НС1 (13,5% концентрации) – 96 – 80 Полигликоль – ТУ 2422-071-05766575-98, выпускается на ОАО “Салаватнефтеоргсинтез”. Полигликоли, получаемые при гидратации окиси этилена, представляют собой смесь гликолей (диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля и т.д.) СНО-4Б – товарная форма неонола АФ9-12 – ТУ 39. 579468-003-88 выпускается на ОАО “Салаватнефтеоргсинтез”. ОЖК – оксиэтилированные жирные кислоты – ТУ 38.101 417-88 применяют для разрушения нефтяных эмульсий типа “вода в нефти”, выпускаются на ОАО “Салаватнефтеоргсинтез”. НС1 – 20 – 22% водный раствор – ТУ-6-01-04689381-85-92 Методика лабораторных исследований взаимодействия карбонатной породы соляной кислоты с замедлителем заключалась в следующем. В качестве карбонатной породы брали нефтенасыщенный образец керна каширо-подольских отложений Вятской площади Арланского месторождения. Его дезинтегрировали и отбирали фракцию 1-2 мм. Исследования были проведены как для условий промытой зоны пласта, так и для условий начальной нефтенасыщенности. В первом случае эксперименты проводились на “чистой” поверхности, т.е. на образце после помола. Во втором случае отобранную фракцию помещали в нефть на определенное время для формирования на поверхности граничного слоя нефти. После этого свободная нефть удалялась, а нефтенасыщенная порода переносилась на фильтровальную бумагу для дальнейшего удаления свободной нефти. Рецептура исследуемых рабочих растворов приведена в таблице 1. Навеску подготовленной карбонатной породы помещали в колбу, в которую приливали испытуемые растворы. Выход углекислого газа, образующегося при взаимодействии растворов с известняком, регистрировали с помощью газового счетчика ГСБ-400. Кинетические характеристики процесса взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой представляли в виде динамики выхода выделяющейся при растворении породы двуокиси углерода. В таблице 2 приведены кинетические характеристики процесса растворения известняка. Скорость растворения определялась по тангенсу угла наклона кинетической кривой на начальном этапе процесса растворения. Полнота растворения известняка рассчитывалась по выходу углекислого газа. Как видно из данных таблицы 2, скорость растворения водонасыщенной карбонатной породы “чистый карбонат” при применении раствора 2 уменьшается более чем в 1,5 раза, а в случае применения раствора 3 уменьшается почти в 3 раза. Присутствие нефти на поверхности карбонатной породы уменьшает скорость ее растворения раствором соляной кислоты (раствор 1) также почти в 3 раза. Применение раствора 2 также ведет к уменьшению скорости растворения нефтенасыщенной карбонатной породы. Однако использование раствора 3 приводит к увеличению скорости растворения нефтенасыщенной карбонатной породы в 2 раза по сравнению с раствором 2 (прототипом). Необходимо подчеркнуть, что для растворов 1 и 2 полнота растворения нефтенасыщенной карбонатной породы меньше, чем водонасыщенной. Для кислотных растворов с замедлителем (растворы 3-5) – наоборот, для нефтенасыщенной карбонатной породы полнота растворения больше, чем для водонасыщенной породы. Кинетика процесса растворения растворами 4 и 5 незначительно отличается от кинетики растворения как нефтенасыщенной, так и “чистой” карбонатной породы. Таким образом, применение растворов 3, 4 и 5 позволяет снизить скорость растворения водонасыщенных пропластков и одновременно увеличить скорость и эффективность (полноту) растворения нефтенасыщенных пропластков. Предложенный состав имеет малое поверхностное натяжение на границе с углеводородными жидкостями и обладает малой вязкостью, благодаря этим свойствам улучшается проникающая способность и повышается эффективность обработки скважины. Кроме того, предложенный состав обладает пониженной коррозионной активностью. Технология проведения обработки не меняется по сравнению с известной и не требует применения специального оборудования. Формула изобретения
Полигликоль – 3,8-15 Оксиэтилированные жирные кислоты – 0,1-2 Неонол АФ9-12 (СНО-4Б) – 0,1-3 Водный раствор соляной кислоты 13,5% концентрации – 96-80 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: 14.03.2004
Извещение опубликовано: 7.04.2005 БИ: 12/2005
|
||||||||||||||||||||||||||
