Склад для кислотної обробки привибійної зони карбонатних пластів

Реферат: Винахід належить до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до способів стимулювання видобутку вуглеводнів з використанням кислотної обробки привибійної зони пластів. Склад для обробки привибійної зони карбонатних пластів містить, об. %: соляна кислота - 8÷11, мурашина кислота - 2÷5, каталізатор - 8÷2, катіоноактивна ПАР - 0,5÷1,5, інгібітор корозії - 1÷2, вода - решта. Як каталізатор використовують солі нітрату амонію, а як катіоноактивну ПАР застосовують сульфороканол. UA 114550 C2 (12) UA 114550 C2 Досягається підвищення фільтраційних властивостей привибійної зони пласта, збільшення зони обробки пласта та, як наслідок, збільшення продуктивності свердловин, попереджуючи корозійне руйнування металевого обладнання. UA 114550 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 Винахід належить до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до способів стимулювання видобутку вуглеводнів з використанням кислотної обробки привибійної зони пластів. 6 Відомий склад для розкриття пласта [патент України № 41516 А, МПК Е21В43/11, публ. 17.09.2001], що містить наступні компоненти, % мас: плавикова кислота 4-6 фосфорна кислота 4-8 хлорид магнію 24-28 хлорид натрію 1,5-3,0 вода решта. Недоліком даного складу є те, що він недостатньо збільшує проникність привибійної зони пласта, особливо коли вона складається з неоднорідних за фізико-хімічним складом порід та забруднена привнесеними високомолекулярними компонентами. Крім того, до цього складу не входять компоненти, які попереджують корозію свердловинного обладнання. Найбільш близьким до запропонованого є прийнятий за прототип склад для кислотної обробки карбонатних пластів [патент України № 16636, МПК Е21В 43/27. публ. 15.08.2006], що містить наступні компоненти, % мас: мурашина кислота 10-15 каталізатор 5-6 катіоноактивна поверхневоактивна речовина (ПАР) 0,1-1,0 інгібітор корозії 1-2 вода решта. Недоліком даного складу є недостатня ефективність при обробці пластів з вмістом карбонатного матеріалу менше 100 %, коли іншою складовою пласта є глинисті включення, при цьому відбувається утворення нерозчинних пластоподібних глинистих залишків, які випадають в осад з кислотним розчином, що зменшує проникність порового простору, кольматуючи частками флюїдопротоки, та викликають негативний ефект зменшення видобувних характеристик свердловини. В основу винаходу поставлено задачу створення такого хімічного складу, який підвищить ефективність кислотної обробки зони продуктивних пластів зі значним вмістом глинистих мінералів з одночасним попередженням корозії свердловинного обладнання, запобіганням гідратації глин та випадінню в осад нерозчинних складових при обробці продуктивного горизонту пласта. Поставлена задача вирішується за рахунок того, що у відомий склад для кислотної обробки додатково введена соляна кислота, при наступному співвідношенні компонентів, об. %: соляна кислота 8-11 мурашина кислота 2-5 каталізатор 8-12 катіоноактивна ПАР 0,5-1,5 інгібітор корозії 1-2 вода решта. Введення соляної кислоти збільшує загальну кислотність розчину, яка необхідна для розчинення глинизованих колекторів. Крім того, використання суміші соляної і мурашиної кислот в якості основного реагенту підвищує ефективність кислотної обробки зони продуктивних пластів зі значним вмістом глинистих мінералів. Використання катіоноактивної ПАР та інгібітора корозії попереджує корозію свердловинного обладнання, каталізатор запобігає гідратації глин та випадінню в осад нерозчинних складових при обробці продуктивного горизонту пласта. Як каталізатор використовують солі нітрату амонію, як поверхнево-активну речовину в даному випадку застосовують катіоноактивну поверхнево-активну речовину сульфороканол, а як інгібітор корозії застосовують кислотний інгібітор КІ-1М. Таким чином, застосування запропонованого складу для обробки продуктивних пластів дозволить за рахунок більш ефективного розчинення мінеральних та органічних складових техногенного забруднення підвищити фільтраційні властивості привибійної зони пласта, збільшити зону обробки пласта та, як наслідок, збільшити продуктивність свердловин, попереджуючи корозійне руйнування металевого обладнання. Запропонований кислотний склад був випробуваний в лабораторних умовах та в промислових умовах на Пролетарському ПСГ та Кегичівському ГКР. За порівняння брали склад за найближчим аналогом. Запропонований склад готували шляхом ретельного змішування 1 UA 114550 C2 5 10 15 20 25 30 складових компонентів при різних концентраціях. При цьому спостерігали за такими параметрами: - швидкістьрозчинення породи; - залишок нерозчинених сполук; - рН розчину після повного розчинення породи; - швидкість корозійної активності розчинів на сталі насосно-компресорних труб (НКТ). Результати лабораторних досліджень запропонованого розчину для обробки привибійної зони карбонатних пластів у порівнянні з прототипом наведено в таблицях 1, 2, 3. У таблиці 1 наведено рецептури досліджуваних складів, у таблиці 2 наведено результати досліджень щодо визначення впливу складу на розчинення кернів з експлуатаційних свердловин в статичних умовах при t=80 °C, у таблиці 3 - результати досліджень корозійної активності складів. Порівняльні дані свідчать про перевагу запропонованого складу перед найближчим аналогом. Найбільш оптимальним є такий склад для обробки привибійної зони пластів, який містить, об. %: соляної кислоти 8,0-11,0; мурашиної кислоти 2,0-5,0; каталізатора сухого 8-12; катіонно-активної ПАР 0,1-1,0; інгібітору корозії 1,0-2,0; води - решта. При збільшенні концентрації кислоти в даному складі різко зростає швидкість розчинення породи, що зменшує можливий час присутності складу в пласті та корозії металу. Збільшення кількості ПАР та інгібітору корозії не веде до зростання ефективності обробки. Приклад використання запропонованого складу для кислотної обробки пласта в виробничих умовах. 3 Свердловина глибиною 2040 м, Рст=9,7 МПа, дебіт газу при відборі 40 тис.м /добу. За час 3 експлуатації свердловина втратила фільтраційні характеристики по газу до 15 тис. м /добу. Двократна кислотна обробка не забезпечила відновлення природної проникності пласта. 3 Після обробки складом в об'ємі 3 м , в який входили: 100 л соляної кислоти, 85 л мурашиної кислоти, 210 кг каталізатора, 90 л ПАР, 35 л інгібітору корозії, 2155 л води, покращилася динаміка відновлення статичного тиску від 8 до 6 годин. Після повторної більш глибокої обробки 3 в об'ємі 5 м таким же складом статичний тиск відновився за 4 години, а свердловина 3 запрацювала з показником 42 тис. м /добу. Використання запропонованого складу привело до відновлення продуктивності свердловин по газу. Таким чином, його можна застосовувати в промислових умовах для інтенсифікації роботи свердловин та покращення фільтраційних властивостей колекторів. Таблиця 1 № складу розчину 1 2 3 Сполука Соляна кислота Мурашина кислота Каталізатор ПАР Інгібітор корозії Вода Соляна кислота Мурашина кислота Каталізатор ПАР Інгібітор корозії Вода Соляна кислота Мурашина кислота Каталізатор ПАР Інгібітор корозії Вода Вміст, % об. 8,0 2,0 5,0 1,0 0,5 Решта 9,0 3,0 8,0 0,5 1,0 Решта 10,0 4,0 10,0 1,0 2,0 Решта 35 2 UA 114550 C2 Таблиця 1 № складу розчину Сполука Вміст, % об. Соляна кислота 11,0 Мурашина кислота 4,0 Каталізатор 12,0 ПАР 1,0 Інгібітор корозії 2,0 Вода Решта Соляна кислота 12,0 Мурашина кислота 6,0 Каталізатор 14,0 ПАР 1,2 Інгібітор корозії 2,5 Вода Решта Найближчий аналог Мурашина кислота 5,0 Каталізатор 4,0 ПАР 0,1 Інгібітор корозії 1,0 Вода Решта 4 5 6 Таблиця 2 № п/п № складу розчину Тип зразка керну 1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 Найближчий аналог Карбонатний Карбонатний Карбонатний Карбонатний Карбонатний Карбонатний Таблиця 3 № п/п 1 2 3 4 5 6 № складу Швидкість корозії сталі Р 2 розчину 110 V кор, г/м • год. 1 0,57-0,63 2 0,64-0,66 3 0,67-0,69 4 0,72-0,79 5 0,828 Найближчий 5,8 аналог 3 % розчинення керну 48,7 63,3 68,2 70,7 75,98 59,4 Швидкість розчинення керну V роз, г/год. 1,86 3,08 3,15 3,84 6,01 2,97 UA 114550 C2 ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 5 Склад для обробки привибійної зони карбонатних пластів, який містить мурашину кислоту, катіоноактивну поверхнево-активну речовину (ПАР), інгібітор корозії та каталізатор, який відрізняється тим, що додатково містить соляну кислоту, як каталізатор використовують солі нітрату амонію, а як катіоноактивну ПАР застосовують сульфороканол, при наступному співвідношенні компонентів, об. %: соляна кислота 8÷11 мурашина кислота 2÷5 каталізатор 8÷2 катіоноактивна ПАР 0,5÷1,5 інгібітор корозії 1÷2 вода решта. Комп’ютерна верстка Л. Ціхановська Міністерство економічного розвитку і торгівлі України, вул. М. Грушевського, 12/2, м. Київ, 01008, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4