Патент на изобретение №2208148
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СОСТАВ ДЛЯ ПОДАВЛЕНИЯ НАБУХАНИЯ ГЛИН
(57) Реферат: Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии добычи нефти с применением химических веществ для восстановления или увеличения проницаемости продуктивных пластов. Технический результат – повышение эффективности подавления набухания глин при обработке заглинизированных, заглинизированно-карбонизированных терригенных и карбонатных коллекторов, стабилизация и увеличение проницаемости призабойной зоны пласта. Состав для подавления набухания глин, включающий углеводороды и кислоту, содержит в качестве кислоты смесь муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной, янтарной кислот и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: углеводороды 1,0-5,0; муравьиная кислота 3,0-10,0; уксусная кислота 20,0-60,0; пропионовая кислота 5,0-14,0; масляная кислота 1,0-3,0; янтарная кислота 1,0-3,0; вода – остальное. 1 табл. Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии добычи с применением химических веществ для восстановления или увеличения проницаемости продуктивных пластов. Изобретение может быть применено на месторождениях, сложенных заглинизированными терригенными и заглинизированно-карбонизированными терригенными и карбонатными коллекторами, в которых глина может находиться в виде порового цемента, скрепляющего зерна породы, прожилок и пропластков, а также для обработки скважин, призабойные зоны которых ухудшены попаданием в них глинистых частиц вместе с фильтратом бурового раствора. Известна жидкость для обработки продуктивного пласта, включающая в себя следующие компоненты, мас.%: кремнефтористоводородную кислоту 5-20, воду – остальное (а.с. СССР N 768944, заявлено 26.04.1977, опубликовано 07.10.1980, ОИППТЗ, 1980 г., N 37). Данная жидкость используется для обработки карбонизированных пластов, содержащих глинистый материал, например монтмориллонит, каолинит. Недостатком данной жидкости являются необходимость использования специального корозионно-стойкого оборудования или дорогостоящих ингибиторов, высокая токсичность кремнефтористоводородной кислоты, возможность снижения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) за счет образующихся малорастворимых солей. Известна жидкость для обработки пласта, созданная на основе нефти и стабилизированная эмульгаторами. Для стабилизации эмульсии предлагаются аминосоединения (либо моноэтаноламиды, либо амины, либо диаминдиолеатаны), взятые в следующих количествах, мас.%: моноэтаноламиды 0,7-1,0, амины 0,2-1,0, диаминдиолеатаны 0,2-0,6 (а. с. СССР N 186363, заявлено 10.09.1965, опубликовано 27.10.1966, РЖГД, 1967, 9Г312П). К недостаткам данной жидкости следует отнести возможность ухудшения коллекторских свойств пласта, использование в качестве одного из компонентов жидкости дорогостоящей нефти, пожароопасность. Известна жидкость для обработки продуктивных пластов, включающая в себя метиловые или этиловые спирты или их смеси с последующим введением в обрабатываемый пласт раствора фосфорной кислоты или пятиокиси фосфора в том же спирте. По окончании реакции скважину промывают водой или рассолом (патент США N 3738425, опубликовано 12.06.1973, Изобретения за рубежом). К недостаткам данной жидкости следует отнести: многоэтапность работ (определенная последовательность закачки реагента), закупорка призабойной зоны пласта за счет образования водонерастворимых осадков, невозможность восстановления первоначальной проницаемости пласта. Наиболее близким решением к предполагаемому изобретению является состав для подавления набухания глин, содержащий кислоту и воду (SU 781326, опубл. 23.11.1980). Предлагаемое изобретение решает задачу повышения эффективности подавления набухания глин при обработке заглинизированных, заглинизированно-карбонизированных терригенных и карбонатных коллекторов. Технический результат, достигаемый при использовании изобретения, заключается в стабилизации и увеличении проницаемости призабойной зоны пласта. Указанный технический результат достигается тем, что состав для подавления набухания глин, включающий углеводороды и кислоту, согласно изобретению содержит в качестве кислоты смесь муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной, янтарной кислот и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: Углеводороды – 1,0 … 5,0 Муравьиная кислота – 3,0 … 10,0 Уксусная кислота – 20,0 … 60,0 Пропионовая кислота – 5,0 … 14,0 Масляная кислота – 1,0 … 3,0 Янтарная кислота – 1,0 … 3,0 Вода – Остальное В качестве углеводородов состав содержит, мас.%: Ацетон – 15 Метанол – 15 Этанол – 15 Кето-кислоты – 15 Оксикислоты – 6 Метилэтилкетон – 10 Метил- и этилацетаты – 10 Пропилформиаты – 14 Состав представляет собой жидкость, хорошо растворимую в воде в любом соотношении. Состав для подавления набухания глин получают путем компаундирования компонентов в указанных выше соотношениях в обычных условиях. Технология использования предлагаемого состава заключается в следующем: а) для нагнетания в водяные скважины Расчетный объем состава с помощью насосного агрегата закачивают по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавливают водой из водовода в объеме насосно-компрессорных труб в пласт. Скважину закрывают на 48 часов для реагирования. Через двое суток подключают водовод и продолжают закачку воды в пласт. б) для нагнетания в нефтяные скважины Технология подачи реагента в призабойную зону пласта добывающей скважины идентична технологии подачи в нагнетательную (водяную) скважину. Отличие лишь в том, что после выдержки реагента в пласте в течение 48 часов приступают к освоению скважины с целью удаления отработавшего реагента из призабойной зоны пласта одним из традиционных методов. Кислоты и растворители, содержащиеся в реагенте, вступая в контакт с набухшей глиной, подавляют набухание последней за счет торможения ионообменного процесса, уменьшая толщины гидратного слоя на поверхности частичек глинистого материала; растворения кислотами карбонатных составляющих глин. Низкие значения коэффициента поверхностного натяжения на границе нефть – раствор реагента (  = 4…8 мН/м) способствуют более полному удалению отработанных растворов реагента из призабойной зоны скважины. Кроме того, растворение в кислотах и растворителях высокомолекулярных компонентов нефти (асфальтенов, смол и др.) снижает прочность нефтяной пленки на поверхности порового пространства, а следовательно, способствует более полному отмыву и отрыву пленочной и капельной нефти с поверхности пород.
При наличии в коллекторах (в пластовых глинах) карбонатных соединений кислоты реагента вступают в химическое взаимодействие с последними. При этом образуются легкорастворимые в воде соли монокарбоновых кислот, выделяется тепло и углекислый газ. Углекислый газ (СО2), растворяясь в нефти, увеличивает ее газонасыщенность, что уменьшает вязкость нефти, увеличивает ее подвижность и фильтруемость. При растворении СО2 в пластовой воде образуется слабоконцентрированная угольная кислота, которая также способствует подавлению набухания глин.
Указанные факторы приводят к увеличению эффективного диаметра поровых каналов, улучшают охват пласта заводнением, тем самым увеличивают производительность нагнетательных и добывающих скважин.
Предлагаемая жидкость была исследована в лабораторных условиях. На приборе Жигача К.Ф и Ярова А.Н. по методике Городного В.Д. оценивался коэффициент набухания глин, в качестве которых использовались бентонит и каолинит, являющиеся основными компонентами пластовых глин. По этой же методике определялся коэффициент набухания глин Нурлатовского и Куганакского месторождений, используемых в процессе бурения в рабочих глинистых растворах.
Жидкостями, вызывающими набухание глин, являлись пластовая вода и пресная вода, закачиваемые в пласт для поддержания пластового давления и предлагаемый реагент предпочтительно следующего состава, мас.%:Муравьиная кислота – 4,5 Уксусная кислота – 30 Пропионовая кислота – 5,0 Масляная кислота – 1,5 Янтарная кислота – 1,0 Углеводороды – 1,6 Вода – Остальное Для оценки подавляющей способности реагента были выполнены три серии экспериментов. В первой серии экспериментов сухие образцы глин контактировали с пластовой водой, пресной водой и реагентом. После прекращения набухания глин оценивали коэффициент набухания. Во второй серии экспериментов каждый образец глины вначале приводился в контакт с пластовой водой до прекращения набухания глин, затем пластовая вода замещалась пресной водой и после наступления стабилизации в набухании глин пресная вода замещалась реагентом. Опыт считался завершенным, когда показания прибора, фиксирующего изменение объема глины в реагенте, оставались неизменными во времени. По результатам измерений вычислялся коэффициент набухания. Третья серия экспериментов была идентична второй. Различие состояло в том, что в данной серии изменялась последовательность замещения жидкостей: вначале глины контактировали с пластовой водой, затем – с реагентом, который в последующем замещался пресной водой. Выбор последовательности замещения одной жидкости другой во второй и третьей сериях не случаен и соответствует реальному замещению жидкостей в продуктивных пластах. Результаты исследований приведены в таблице. Анализ результатов исследований показал, что предлагаемый реагент либо уменьшает, либо подавляет набухание глин. Это может быть объяснено в эксперименте торможением ионообменного процесса, уменьшением толщины гидратных пленок на поверхности глинистых частиц, растворением карбонатных включений в составе пластовых глин. Формула изобретения Состав для подавления набухания глин, включающий углеводороды и кислоту, отличающийся тем, что он содержит в качестве кислоты смесь муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной, янтарной кислот и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: Углеводороды – 1,0 … 5,0 Муравьиная кислота – 3,0 … 10,0 Уксусная кислота – 20,0 . .. 60,0 Пропионовая кислота – 5,0 … 14,0 Масляная кислота – 1,0 … 3,0 Янтарная кислота – 1,0 … 3,0 Вода – Остальноеа 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: 23.04.2005
Извещение опубликовано: 20.04.2006 БИ: 11/2006
|
||||||||||||||||||||||||||
