Склад для кислотної обробки карбонатних пластів

Склад для кислотної обробки карбонатних пластів, що містить кислоту, уповільнювач реакції 3 16636 4 мінералів шляхом використання в якості основного валентності розмірів аніону калію та катіону амореагенту розчину мурашиної кислоти з катіоноакнію розмірам кристалічної решітки глинистих слативною ПАР та інгібітором корозії, а також каталінців і, проникаючи в решітку, вони блокують прозатора, що містить суміш нітрату амонію та хлориникнення води з кислотного розчину. ду калію, який запобігає гідратації глин та Розчин нітрату амонію знижує швидкість реаквипаданню в осад нерозчинних з'єднань при оброції кислоти з карбонатом та забезпечує утворення бці карбонатних колекторів. з катіоном амонію і нітратним аніоном водорозЗапропонований склад забезпечує збереженчинних солей, що дає можливість довше тримати ня скелету карбонатного колектора з глинистими кислотну суміш в пласті. Це сприяє виносу всіх мінералами. Проникність пласта при цьому значно продуктів реакції після кислотної обробки пласта підвищується за рахунок збереження флюїдопропри освоєнні свердловини. никних каналів та розчинення карбонатної складоЕфективність складу для кислотної обробки вої пласта. Додаткове введення суміші нітрату карбонатних пластів оцінюється зниженням швидамонію NH4NO3 та хлориду калію у рівних співвідкості розчинення породи, а також величиною заношеннях має позитивний вплив на дію кислотного лишку нерозчинних сполук після кислотної оброброзчину тим, що забезпечує розчинність лише каки. Аналіз результатів лабораторних досліджень рбонатної складової колектора, запобігаючи гідра(табл.1) показав, що при збільшенні концентрації тації глинистих включень, попереджуючи випадінкислоти різко зростає швидкість розчинення пороня їх в осад чи утворення пастоподібних ди та кількість нерозчинних з'єднань у відпрацьонепроникних шарів, оскільки іони калію та амонію є ваному розчині, а збільшення кількості каталізатоефективними інгібіторами гідратації глинистого ра реакції не веде до зростання ефективності матеріалу, які попереджують руйнування структуобробки, при цьому перевищення зазначених конри глиновмістних мінералів, тобто забезпечується центрацій ПАР та інгібітора корозії КІ-1М не вплизбереження скелетної структури, за рахунок еквівають на ефективність обробки. Таблиця 1 Склад Мурашина кислота Каталізатор Катіоноактивна ПАР KI-1M вода Мурашина кислота Каталізатор Катіоноактивна ПАР KI-1M вода Мурашина кислота Каталізатор Катіоноактивна ПАР KI-1M вода Мурашина кислота Каталізатор Катіоноактивна ПАР KI-1M вода Мурашина кислота Каталізатор Катіоноактивна ПАР KI-1M вода Мурашина кислота Каталізатор Катіоноактивна ПАР KI-1M вода Співвідношення компонентів мас. % 5 2-6 0,5-1,0 0,5-2 Решта 10 2-6 0,5-1,0 0,5-2 Решта 12 2-6 0,5-1,0 0,5-2 Решта 15 2-6 0,5-1,0 0,5-2 Решта 18 2-6 0,5-1,0 0,5-2 Решта 20 2-6 0,5-1,0 0,5-2 Решта РН Концентрація Швидкість роз- Залишок нерозчину глинистих чинення розчинних після мінералів, % породи, г/год сполук, % повного розчинення породи 34 12-13 2-3,2 4,5 42,3 15-16 2,1-3,7 4,2 42,7 20-21 1,8-2,1 3,8 37,8 20-19 2-2,4 3,6 41,3 20-19 2,2-2,5 3,6 39,7 18-17 2,3-2,7 3,0 5 16636 6 Як видно з таблиці 1, для розчинення глиниспри цьому швидкість розчинення породи затих карбонатних колекторів необхідним і достатнім пропонованим складом у порівнянні з відомими є склад за наступного співвідношення компонентів, уповільнюється 3-10 разів. % об: В залежності від карбонатності пластів і конмурашина кислота 10,0-15,0 центрації в них глинистих мінералів, можливе каталізатор 5,0-6,0 практичне використання наступних рецептур склакатіоноактивна ПАР 0,1-1,0 дів для кислотної обробки карбонатних пластів інгібітор корозії КІ-1М 1,0-2,0 (табл.2), які пройшли лабораторні дослідження: вода решта, Таблиця 2 № п/п 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. СН2О2 10 10 10 12 12 12 15 15 15 Каталізатор 2 4 6 2 4 6 2 4 6 Вміст компонентів, мас. % Катіоноактивна ПАР 0,5 0,75 1 0,5 0,75 1 0,5 0,75 1 Використання складу для кислотної обробки карбонатного пласта здійснили на Загорянському ГКР ДП "Полтаванафтогазгеологія". Свердловина №8 розкрила нижньовізейський карбонатний поклад з вмістом глинистих мінералів до 43%. При освоєнні отримали приплив вуглеводнів газу 12тис.м3/добу, конденсату 23м3/добу. Кислотна обробка 15% розчином НСl не забезпечила відновлення природної проникності пласта, а навпаки зменшила приплив до 5тис.м3/добу, конденсату 7м3/добу за рахунок кольматації глинистими включеннями. Після обробки запропонованим складом в об'ємі 3м3 при наступному співвідношенні компонентів, мас %: Комп’ютерна верстка Л.Литвиненко KI-1M 0,5 0,5 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Вода -“-“-“-“-“-“-“-“-“ мурашина кислота - 12,0 селітра NH4NO3 + хлорид калію - 5,0 катіоноактивна ПАР - 0,5 інгібітор корозії КІ-1М - 1,0 вода - решта покращилася динаміка відновлення статичного тиску від 4,0 до 2,0 діб. Після повторної більш гли3 бокої обробки в об'ємі 8,0м таким же складом свердловина запрацювала з показниками 22тис.м3/добу, конденсату 56м3/добу. Використання запропонованого складу дозволило підвищити продуктивність свердловини по газу у 1,8 рази і по конденсату у 2,1 рази. Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601