RU2173776C2

RU2173776C2 - Состав для вскрытия продуктивного пласта и способ его использования

Info

Publication number: RU2173776C2
Application number: RU99108502/03A
Authority: RU
Inventors: Г.Н. Позднышев; В.Н. Манырин; А.Н. Досов; А.Г. Савельев; В.Г. Савельев
Original assignee: Позднышев Геннадий Николаевич
Priority date: 1999-04-20
Filing date: 1999-04-20
Publication date: 2001-09-20

Abstract

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.

Description

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 70^oC.

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".

Claims

1. Состав для вскрытия продуктивного пласта перфорацией, включающий смесь соляной и плавиковой кислот, хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что 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 следующих соотношениях 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
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.