Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к области воздействия на призабойную зону нефтяного пласта. Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит бихромат калия, дифонат и воду. В результате использования состава восстанавливается проницаемость продуктивного коллектора после вскрытия на глинистом растворе, а также повышается естественная проницаемость продуктивных пластов с отложениями монтмориллонитовых глин, цементирующих песчаные коллекторы. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области воздействия на призабойную зону пласта.

Известно применение для воздействия на пласт водного раствора хромового реагента типа комплекса Вернера, в котором трехвалентные атомы хрома координированы с лигандом карбоновой кислоты, имеющим углеводородный радикал, содержащий 2-8 атомов углерода (патент США N 4129183, кл. E 21B 43/22, 43/24).

Однако такой состав имеет существенный недостаток: производя стабилизацию глинистого материала, он незначительно восстанавливает проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта.

Наиболее близким решением к предлагаемому по технической сути и достигаемому результату является состав для воздействия на продуктивный пласт с целью повышения проницаемости продуктивных коллекторов (П.И.Антонов, М.М. Иванюта, Н.С.Касиян и др. Влияние химических реагентов промывочных жидкостей на проницаемость вскрываемых продуктивных горизонтов. // Нефтяная и газовая промышленность, N 3, Киев, 1972), включающий хроматы калия или натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Хромат натрия 1-4 Вода Остальное Данный состав не оказывает отрицательного влияния на продуктивный коллектор, в меньшей степени снижает фазовую проницаемость. Но недостатком его является то, что проницаемость продуктивных пластов, кольматированных монтмориллонитовыми глинами, после воздействия состава восстанавливается незначительно.

Технический результат предлагаемого изобретения состоит в восстановлении проницаемости продуктивного коллектора после вскрытия его на глинистом растворе, а также повышении естественной проницаемости продуктивных пластов с отложениями монтмориллонитовых глин, цементирующих песчаные коллекторы.

Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий бихромат калия и воду, согласно изобретению дополнительно содержит дифонат - продукт частично замещенных натриевых солей ряда кислот: нитрилотриметилфосфоновой, метилиминодиметилфосфоной, оксиэтилидендифосфоновой, фосфористой и соляной при следующем соотношении компонентов, мас.

Бихромат калия 0,3-0,8 Дифонат 0,5-1,0 Вода Остальное Сущность изобретения состоит в том, что бихромат калия и дифонат, будучи введены совместно, образуют синергетическую смесь, обладающую свойством восстанавливать проницаемость продуктивного пласта в значительно большей степени, чем это может быть достигнуто при введении каждого реагента отдельно.

Именно синергизм, увеличение восстановительных свойств, дает возможность кратно, в несколько раз снизить расход реагента (бихромата калия) и при этом получить значительно более высокие конкретные результаты по восстановлению проницаемости кернов.

В работе были использованы следующие реагенты: бихромат калия (ГОСТ 2652-78), дифонат (ТУ-6-09-20-213-92).

Исследование конкретно выполнялось следующим образом.

Экстрагированные образцы породы из разреза Уренгойского месторождения после определения петрофизических характеристик насыщали керосином и помещали в кернодержатель установки для исследования проницаемости кернов УИПК-1М. Создавали боковой и торцевой обжим керна резиновой манжетой. Предварительно определяли коэффициент проницаемости по керосину образца по общепризнанной методике (М. К.Калинко. Методика исследования коллекторских свойств кернов. Гостопиздат, 1963, 223 с). Затем образец подвергали воздействию модели бурового раствора в течение 3 часов при поддержании постоянного градиента давления на керне за счет энергии сжатого воздуха. После этого фильтрат бурового раствора, проникший в керн, вытесняли керосином в обратном направлении. При установившемся давлении и постоянном расходе керосина через образец керна определяли коэффициент проницаемости после воздействия бурового раствора. Соотношение коэффициентов проницаемости образца после воздействия к первоначальной величине является коэффициентом восстановления проницаемости β: где K₁ и K₂ коэффициенты проницаемости керна по керосину и после воздействия бурового раствора соответственно.

Пример 1. 50 г 0,6%-ного раствора бихромата калия смешали с 50 г 1%-ного раствора дифоната, получили 100 г раствора, содержащего 0,3% бихромата калия и 0,5% дифоната. Полученный раствор пропускали через образец керна, закольматированный глинистым раствором, у которого был определен коэффициент восстановления проницаемости (β₁). Затем после обработки керна предлагаемым составом в обратном направлении пропускали керосин и рассчитывали коэффициент восстановления проницаемости после воздействия предлагаемого состава (β₂). Коэффициент восстановления проницаемости после воздействия глинистого раствора Коэффициент восстановления проницаемости после обработки предлагаемым составом

Пример 2. 50 г 1%-ного раствора бихромата калия смешали с 50 г 1,6%-ного раствора дифоната, получили 100 г раствора, содержащего 0,5% бихромата калия и 0,8% дифоната. Полученный раствор пропускали через образец керна, закольматированный глинистым раствором, у которого был определен коэффициент восстановления проницаемости (β₁). Затем после обработки керна предлагаемым составом в обратном направлении пропускали керосин и определяли коэффициент восстановления проницаемости после воздействия предлагаемого состава (β₂). Коэффициент восстановления проницаемости после воздействия глинистого раствора

Коэффициент восстановления проницаемости после обработки предлагаемым составом

Пример 3. К 50 г 1,6%-ного раствора бихромата калия приливали 50 г 2%-ного раствора дифоната. Получили 100 г раствора, содержащего 0,8% бихромата калия и 1% дифоната. Полученный раствор пропускали через образец керна, закольматированный глинистым раствором, у которого был определен коэффициент восстановления проницаемости β₁. После обработки керна предлагаемым составом в обратном направлении пропускали керосин и рассчитывали коэффициент восстановления проницаемости после воздействия предлагаемого состава (β₂). Коэффициент восстановления проницаемости после воздействия глинистого раствора

Коэффициент восстановления проницаемости после обработки предлагаемым составом

Остальные примеры показаны в таблице. Из их рассмотрения видно, что все предлагаемые составы растворов значительно эффективнее составов по прототипу; смеси хромата калия и дифоната проявляют синергетические восстанавливающие свойства; концентрации компонентов должны быть в пределах, мас. бихромат калия 0,3-0,8, дифонат 0,5-1,0.

При снижении концентраций ниже минимальных восстановление проницаемости кернов не достигает 70% а при увеличении концентрации реагентов сверх максимальных восстановительная способность их начинает снижаться в связи с протеканием побочных процессов.

Таким образом, предлагаемый состав является весьма технологическим и может быть с большим эффектом применен для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, для восстановления проницаемости продуктивного коллектора после вскрытия его на глинистом растворе, а также для повышения естественной проницаемости продуктивных пластов с отложениями монтмориллонитовых глин, цементирующих песчаные коллекторы.

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий бихромат калия и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит дифонат продукт частичного замещения солей ряда кислот: нитрилотриметилфосфоновой, метилиминодиметилфосфоновой оксиэтилидендифосфоновой, фосфористой и соляной при следующем соотношении компонентов, мас.

Бихромат калия 0,3 0,8
Дифонат 0,5 1,0
Вода Остальноеи

РИСУНКИ

Рисунок 1