Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов



Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов
Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов

 


Владельцы патента RU 2559267:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: оксиэтилидендифосфоновую кислоту 12-15; альфа олефинсульфонат натрия 3-5; воду остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), в частности терригенных коллекторов, и может быть использовано с целью восстановления проницаемости призабойной зоны пласта и повышения производительности эксплуатационных скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ).

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (патент РФ №2388786, C09K 8/78, опубл. 10.05.2010), содержащий, мас.%:

ингибированная соляная кислота (на HCl) 9,0-15,0
фторсодержащий компонент - плавиковая кислота или бифторид аммония, или фторид аммония (на HF) 4,0-7,4
неонол и/или фосфоновая кислота 0,1-2,0
органический растворитель - оксаль Т-66 5,0-30,0
вода остальное.

Недостатком указанного состава является то, что при обработке ПЗП терригенного коллектора, содержащего карбонатные вещества, при использовании соляной и плавиковых кислот в результате реакции с кварцем, глиной и карбонатной породой образуются плохо растворимые и нерастворимые осадки геля кремниевой кислоты, фторидов и фторсиликатов, которые приводят к значительному снижению проницаемости коллектора.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому составу (прототипом) является состав для обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2047757, E21B 43/27, опубл. 10.11.1995), содержащий нитрилотриметилфосфоновую кислоту, дихлорид-бис-(N,N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нитрилотриметилфосфоновая кислота дихлорид-бис-(N,N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) 0,005-0,15
сульфид 0,1-0,5
вода Остальное

Недостатком данного состава является невысокая эффективность обработки терригенного коллектора, обусловленная малой концентрацией кислотного состава и, как следствие, слабым физико-химическим воздействием известного состава на глинистые породы терригенных коллекторов.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка состава, позволяющего восстановить проницаемость коллектора до значения, близкого к первоначальному, за счет удаления глинистых кольматирующих образований.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности очистки ПЗП терригенных коллекторов путем улучшения проницаемости ПЗП за счет разрушения коагуляционных структурных связей между глинистыми образованиями.

Данный технический результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий фосфоновую кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, для обработки терригенных коллекторов в качестве фосфоновой кислоты содержит оксиэтилидендифосфоновую кислоту, а в качестве поверхностно-активного вещества - альфа олефинсульфонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

оксиэтилидендифосфоновая кислота 12-15
альфа олефинсульфонат натрия 3-5
вода остальное

На производительность скважины большое влияние оказывает состав бурового раствора, используемого при вскрытии продуктивного горизонта. В процессе бурения скважин поровое пространство околоствольной части пласта кольматируется твердой фазой бурового раствора, проницаемость призабойной зоны снижается за счет образования фильтрационной корки, проникновения фильтрата бурового раствора, а также диспергирования и набухания составляющих скелета горной породы. Для восстановления проницаемости продуктивного пласта на практике применяют кислотные составы, обладающие различными физико-химическими свойствами.

Для приготовления предлагаемого состава для обработки ПЗП используют следующие компоненты: воду, оксиэтилидендифосфоновую кислоту и альфа олефинсульфонат натрия. В лабораторных условиях кислотный состав готовят следующим образом: в эксикатор наливают расчетное количество воды, добавляют в нее взвешенное на аналитических весах расчетное количество оксиэтилидендифосфоновой кислоты, перемешивают с помощью лабораторной мешалки до полного растворения, после чего постепенно добавляют расчетное количество альфа олефинсульфонат натрия и перемешивают смесь в течение 5 минут.

Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК) - порошок белого цвета с сероватым или бежевым оттенком, относится к классу фосфоновых кислот, обладающих высокой комплексообразующей способностью и стойкостью к гидролизу. ОЭДФК хорошо растворяется в воде, кислотах, щелочах, метаноле и этаноле. Выпускается промышленностью по ТУ-2439-363-05763441-2002.

Альфа олефинсульфонат натрия (АОС) получают сульфированием альфаолефинов фракции C12-C14, C14 с последующей нейтрализацией, Анионное ПАВ представляет собой прозрачную до желтоватого цвета жидкость с содержанием активного вещества не менее 35%. Страна-производитель - Китай.

Исследование влияния известного и предлагаемого составов на восстановление проницаемости заглинизированных образцов проводили на лабораторной установке, описанной в патенте РФ №96962, G01N 1/004, опубл. 20.08.2010.

Последовательность проведения эксперимента заключается в следующем. После формирования рабочего образца (внутреннюю часть сетчатого цилиндра заполнили навеской кварцевого песка диаметром 0,5-0,6 мм, периферийную часть - 0,1-0,2 мм и уплотнили засыпку нажимными гайками) сверху профильтровывали через него воду, замеряли расход и определяли начальный коэффициент проницаемости образца при заданном перепаде давления, который рассчитывали по формуле

где µ - коэффициент динамической вязкости прокачиваемой среды, Па·с;

l, d - длина и диаметр рабочего образца, м;

P - давление на входе, Па;

Рат - атмосферное давление, Па;

Q - расход жидкости, м3/с.

При том же перепаде давления через образец профильтровывали глинистый раствор плотностью 1070 кг/м3, определяли расход (Q) и рассчитывали коэффициент проницаемости (k) образца после глинизации по формуле (1). Далее продавливали исследуемый кислотный состав в образец и оставляли жидкость в покое на реагирование в течение 6 ч. После окончания реагирования прокачивали воду в обратном направлении и определяли коэффициент проницаемости образца после воздействия на него кислотным составом при заданном перепаде давления. Разброс данных, полученных при повторных опытах, не превышал 10%.

Сущность изобретения поясняется таблицей, в которой приведены полученные экспериментальным путем значения коэффициентов проницаемости после обработки заглинизированных образцов известным и предлагаемым составами.

Из результатов, приведенных в таблице, следует, что содержание ОЭДФК в количестве от 12÷15 мас.%, а АОС - 3÷5 мас.% (пп. 3, 5, 6 таблицы) является оптимальным для достижения технического результата.

Как видно из таблицы, применение предлагаемого состава для обработки ПЗП терригенных коллекторов позволит повысить эффективность обработки и увеличить производительность скважин в 2-2,5 раза по сравнению с известным составом.

Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий фосфоновую кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов в качестве фосфоновой кислоты содержит оксиэтилидендифосфоновую кислоту, а в качестве поверхностно-активного вещества - альфа олефинсульфонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

оксиэтилидендифосфоновая кислота 12-15
альфа олефинсульфонат натрия 3-5
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов для гидроразрыва пласта. В способе получения проппанта, используемого при добыче нефти и газа, из измельченного алюмосиликатного сырья и связующего, включающем предварительный обжиг алюмосиликатного сырья, его помол и гранулирование при введении связующего в смеситель-гранулятор, сушку полученных гранул, их рассев и обжиг, охлаждение обожженных гранул и рассев их на товарные фракции, алюмосиликатное сырье измельчают до среднего размера 3-5 мкм, подвергают его сепарации с выделением фракции менее 1,0 мкм, при этом используют фракцию более 1,0 мкм для грануляции, а фракцию менее 1,0 мкм - для получения связующего смешением с 3%-ным водным раствором органического связующего карбоксиметилцеллюлозы, или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при проведении подземного ремонта эксплуатационных нефтяных и газовых скважин. Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин, включающий уретановый предполимер, углеводородный растворитель и отвердитель, содержит в качестве уретанового предполимера гидрофобный уретановый предполимер, в качестве отвердителя - оксидированное растительное масло, в качестве углеводородного растворителя - органический растворитель, растворимый в ацетоне, или ацетон, или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления жидкости глушения, используемой при капитальном ремонте скважин, в том числе при низких климатических температурах до минус 40°С.
Изобретение относится к области сельского хозяйства и мелиорации. Способ включает глубокое рыхление почвы, внесение удобрений и раствора сульфата железа и полив повышенной оросительной нормой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сухим термотропным составам, водные растворы которых образуют гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт.

Изобретение относится к составу тампонажного раствора.Тампонажный раствор, содержит 46,0-75,0 мас.% вяжущего материала, в качестве которого используется портландцемент тампонажный класса G, или цементная смесь ЦС БТРУО “Микро”, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента ЦС БТРУО “Микро” в массовом соотношении 3:7, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и портландцемента ПЦТ 50 в массовом соотношении 1:4; 1,0-4,0 мас.% ПАВ, в качестве которого используется смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9; или смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3; 9,0-27,0 мас.% дизельного топлива; 0,0-0,5 мас.% хлористого кальция; 0,0-2,0 мас.% микрокремнезема конденсированного МК-85 и пресную воду - остальное.

Изобретение относится к композициям и способам обработки буровой скважины. Технический результат изобретения заключается в улучшении связывания цемента в затрубном пространстве между обсадной трубой и поверхностью горной породы.

Изобретение относится к композициям для повышения вязкости водных сред. Композиция содержит смесь по меньшей мере одного катионного или поддающегося катионизации полимера и по меньшей мере одного анионного или поддающегося анионизации полимера. Композиция имеет дзета потенциал при 25°С в диапазоне от 14 до 60 мВ или от -0,5 до -100 мВ или является прекурсором, который может превращаться при температуре от 100 до 250°С в композицию, имеющую дзета потенциал при 25°С от 14 до 60 мВ или от -0,5 до -100 мВ. Композиции являются полезными для гидроразрыва, повышения добычи нефти, подкисления подземных месторождений, личной гигиены, а также в качестве очистителей бытового и промышленного назначения. Технический результат - устойчивость композиции к высоким концентрациям солей, при этом взаимодействие обоих полимеров при очень высоких температурах происходит таким образом, что система проявляет повышение вязкости при высоких температурах. 8 н. и 25 з.п. ф-лы, 24 ил., 11 табл., 19 пр.

Изобретение раскрывает гидрофобный проппант и способ его получения. Гидрофобный проппант, характеризующийся тем, что включает агрегированные частицы и смолу покрытия, отвержденную на поверхности агрегированных частиц, смола покрытия содержит гидрофобную смолу и наночастицы, которые равномерно распределены в гидрофобной смоле, наночастицы составляют 5-60% относительно массы смолы покрытия, а отношение агрегированных частиц к смоле покрытия по массе составляет 60-95:3-30 и проппант имеет угол смачивания θ в диапазоне 120°≤θ≤180°. Способ получения гидрофобного проппанта включает этапы: (1) нагрев гидрофобной смолы до расплавленного состояния, добавление наночастиц, перемешивание в течение 30 мин при 8000 об/мин и охлаждение до комнатной температуры с получением смолы покрытия, содержащей наночастицы, которые равномерно распределены в гидрофобной смоле; (2) нагрев агрегированных частиц, добавление смолы покрытия, полученной на этапе (1), и кремнийорганического аппрета и перемешивание в течение 10-60 сек для равномерного покрытия смолой покрытия поверхности агрегированных частиц; и (3) отверждение смолы покрытия. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение гидрофобности проппанта, расширение эксплуатационных условий его использования. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 9 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти. Реагент для разработки нефтяной залежи, включающий поверхностно-активное вещество - ПАВ, в качестве ПАВ содержит мыло, полученное смешиванием щелочи - едкого натра или едкого калия - с растительным маслом, и дополнительно в качестве стабилизатора вязкости - ультрадисперсный углерод с размером частиц 10-50 нм, полученный из веществ растительного происхождения. Способ разработки нефтяной залежи с использованием указанного выше реагента, включающий подачу через нагнетательные скважины указанного реагента в виде 0,5-1%-ного водного раствора, вытеснение нефти, образующейся в пласте высоковязкой оторочкой, продавливаемой в пласт закачиваемой через нагнетательные скважины водой, и последующее извлечение нефти через добывающие скважины. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 7 табл.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности. Применяемая для воды обработка основана по меньшей мере частично на создании в нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, благоприятного для микробиологической активности, которая увеличивает миграцию нефти из нефтеносного пласта. Система для микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта содержит: устройство подачи кислорода для поступления его к микроорганизмам в пласте, водообрабатывающее устройство для обработки воды, основанной по меньшей мере частично на создании в пласте по меньшей мере одного условия, способствующего росту микробной популяции микроорганизмов, при котором усиливается миграция нефти из нефтеносного пласта, где указанное оборудование содержит оборудование для уменьшения биохимической потребности в кислороде или уменьшения общего содержания органического углерода в указанной воде. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 5 н. и 29 з. п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C. Полимерный тампонажный состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах включает 50 мас.% карбамидоформальдегидной смолы, 0,5-3,0 мас.% кислотного отвердителя в виде 30% водного раствора меди сернокислой, 47,0-49,5 мас.% инертного наполнителя для повышения прочности и регулирования. Техническим результатом является увеличение температурного диапазона применяемого тампонажного состава, повышение его прочности и возможность регулирования плотности. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров. Способ ограничения водопритока в скважине включает закачку в пласт водорастворимого полимера и солей. Предварительно готовят гелеобразующий состав путем поочередного растворения компонентов в 100 мас.ч. пресной воды с температурой 18-25°C в следующем порядке: 0,01-2,0 мас.ч. калия хлористого, 0,1-0,6 мас.ч. натрия тиосульфата, 0,4-0,6 мас.ч. водорастворимого полимера акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9, 0,1-0,12 мас.ч. натрия бихромата. Закачивают гелеобразующий состав в обводненный пласт в 2-5 циклов объемом 5-20 м3 каждый и с расходом 100-200 л/мин. Причем пресную воду каждого цикла доводят до pH=3,4-5,6, добавляя 5-15 л кислоты соляной ингибированной. Далее гелеобразующий состав закачивают в скважину с учетом сшивки первого цикла, не ранее окончания закачки гелеобразующего состава последнего цикла. Техническими результатом является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах и увеличение продолжительности эффекта от ремонтных работ. 3 пр., 1 табл. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород. Технический результат - создание условий для растепления гидратно-ледяной пробки и выноса на дневную поверхность частиц разрушаемой гидратно-ледяной пробки. Облегченный спиртово-солевой раствор для растепления газовых скважин в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород содержит, мас. %: хлоркалий-электролит 8,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,2-0,4; водометанольный раствор при соотношении метанол : вода 40:60 остальное. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования. Состав для кислотной обработки призабойной зоны содержит, мас. ч.: водный раствор кислот 100; смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ 0,2-1,5; раствор неионогенного полигликоля в растворителе 0,2-0,5; композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, 0,1-0,6. Водный раствор кислот по первому варианту содержит, мас. %: соляную кислоту 23-28; фтористоводородную кислоту 3-5; оксиэтилендифосфоновую кислоту 0,5-0,7; воду остальное. Водный раствор кислот по второму варианту содержит, мас. %: синтетическую соляную кислоту 12-32; оксиэтилендифосфоновую кислоту 0,5-0,7; воду остальное. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур. Утяжеленная буферная жидкость включает, мас.%: глинопорошок 1,92-2,38, стабилизатор - Натросол 250EXR - 0,1-0,15, утяжеляющую добавку - концентрат галенитовый КГ-2-52,54-68,48 и воду - остальное. 3 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений содержит углеводородные растворители и дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %: нефрас C2 80-120 - 5-15; толуол - 25-35; диметилформамид - 3-7; газоконденсат - остальное. Соотношение компонентов обеспечивает высокую эффективность растворения присутствующих в АСПО составляющих, а именно - асфальтенов, смол и парафинов до 84%. 3 табл.
Наверх