СОСТАВ ДЛЯ РАЗГЛИНИЗАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО ТЕРРИГЕННОГО ПЛАСТА
COMPOSITION FOR CLAY CAKE REMOVAL FROM FACE ZONE OF LOW-PERMEABILITY TERRIGENOUS SEAM

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.
Сенон-туронские коллектора газовых скважин на месторождениях севера Западной Сибири относятся к заглинизированным низкопроницаемым терригенным отложениям, сложенных из влагонабухающих глин. При вскрытии такого коллектора происходит существенная кольматация призабойной зоны пласта, в том числе перфорационных отверстий. Кислотные обработки таких коллекторов не всегда оказываются эффективными, так выход скважин на проектный режим нередко длится от нескольких недель до нескольких месяцев.
Известны составы на основе кислотных растворов с добавлением поверхностно-активных веществ и плавиковой кислоты [Спутник нефтяника и газовика: Справочник / Под ред. Н.Г. Середы. - М.: Недра, 1986].
Недостатком этих составов является недостаточная эффективность разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.
5
Известен состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты и аммонийсодержащего вещества в соотношении, масс.%: раствор соляной кислоты 1-5, аммонийсодержащее вещество 5-50, вода - остальное [SU №1792483 A3, МПК E21B 43/27, опубл. 30.01.93].
Недостатком состава является сложность приготовления, связанная с необходимостью разогрева раствора до температуры свыше 50°C, что в промысловых условиях трудно сделать, причем при использовании соляной кислоты при высокой температуре повышается коррозия оборудования, и недостаточная эффективность разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.
7
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по совокупности признаков (прототипом) является состав для разглинизации призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты и аммонийсодержащего вещества в соотношении, масс.%: раствор соляной кислоты 5,50-15,00, аммонийсодержащее вещество 5,00-50,00, карбоновая кислота 0,01-10,00, вода - остальное [RU №2242601 C2, МПК E21B 43/27, опубл. 20.12.04].
Недостатком состава является недостаточная эффективность разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта, связанная с быстрой нейтрализации раствора соляной кислоты в призабойной зоне, в результате чего состав не обеспечивает необходимую скорость реакции разрушения глинистых частиц.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении эффективности разрушения глинистых частиц, находящихся в норовом пространстве низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта, по причине медленной нейтрализации раствора соляной кислоты, содержащейся в глинокислоте, то есть в увеличении периода действия раствора соляной кислоты в призабойной зоне, в результате чего состав обеспечивает достаточную скорость реакции для разрушения глинистых частиц, помимо этого он осушает призабойную зону пласта, уменьшая вредное воздействие влаги, постоянно присутствующей в пласте.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта включает водный раствор хлорида аммония (относящийся к аммонийсодержащим веществам) 20,0-60,0 масс.%, глинокислоту 6,0-12,0 масс.%, уксусную кислоту 12-24 масс.% и ацетонометанольный раствор или этиловый, либо изопропиловый спирт 22-44 масс.%.
На фиг.1-3 представлены диаграммы, иллюстрирующие увеличение проницаемости образцов до и после закачивания в него состава для разглинизации, по примерам 1-3 при различных соотношениях компонентов состава.
При осуществлении заявляемого технического решения в зависимости от состава глин, находящихся призабойной зоне пласта, и необходимой плотности раствора применялись следующие составы (концентрации составов):
Пример 1:
3
В скважине с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм и толщиной интервала перфорации 60 м определяют необходимый объем ацетонометанольного раствора для приготовления требуемого состава технологического раствора, исходя из расчета 0,4-2,0 м на 1 м вскрытой перфорацией эффективной толщины пласта. В ацетонометанольный раствор, определенный объем 22 масс.%, вводят расчетное количество хлорида аммония - 60,0% масс. При постоянном перемешивании происходит его затворение в данном объеме ацетонометанольного раствора с образованием технологического раствора. В процессе перемешивания в технологический раствор вводят сначала глинокислоту - 6,0 масс.%, а затем уксусную кислоту - 12 масс.% В результате образуется морозостойкий технологический раствор. Далее морозостойкий технологический раствор закачивают в скважину и продавливают в призабойную зону пласта с оставлением части морозостойкого технологического раствора в перфорационных отверстиях интервала перфорации. Увеличение проницаемости первого образца составило 15%, второго образца - 12%, третьего образца - 8%.
Пример 2:
3
В скважине с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и толщиной интервала перфорации 40 м определяют необходимый объем ацетонометанольного раствора - 30 масс.% для приготовления требуемого состава технологического раствора, исходя из расчета 0,4-2,0 м на 1 м вскрытой перфорацией эффективной толщины пласта. В этот, определенный, объем ацетонометанольного раствора вводят расчетное количество хлорида аммония - 40,0 масс.%. При постоянном перемешивании происходит его затворение в данном объеме ацетонометанольного раствора с образованием технологического раствора. В процессе перемешивания в технологический раствор вводят сначала глинокислоту - 10,0 масс.%, а затем уксусную кислоту - 20 масс.%. В результате образуется морозостойкий технологический раствор. После этого морозостойкий технологический раствор закачивают в скважину и продавливают в призабойную зону пласта с оставлением части морозостойкого технологического раствора в перфорационных отверстиях интервала перфорации. Увеличение проницаемости первого образца составило 15%, второго образца - 9%, третьего образца - 20%.
Пример 3:
3
В скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и толщиной интервала перфорации 20 м определяют необходимый объем ацетонометанольного раствора - 44 масс.% для приготовления требуемого состава технологического раствора, исходя из расчета 0,4-2,0 м на 1 м вскрытой перфорацией эффективной толщины пласта. В этот, определенный, объем ацетонометанольного раствора вводят расчетное количество хлорида аммония - 20,0 масс.%, при постоянном перемешивании происходит его затворение в данном объеме ацетонометанольного раствора с образованием технологического раствора. В процессе перемешивания в технологический раствор вводят сначала глинокислоту - 12,0 масс.%, а затем уксусную кислоту - 24 масс.%, в результате образуется морозостойкий технологический раствор. После этого указанный морозостойкий технологический раствор закачивают в скважину и продавливают в призабойную зону пласта с оставлением части морозостойкого технологического раствора в перфорационных отверстиях интервала перфорации. Увеличение проницаемости первого образца составило 25%, второго образца - 18%, третьего образца - 28%.
Предлагаемый состав, по сравнению с известными аналогами, позволяет проводить разглинизацию призабойной зоны пласта в зимних условиях за счет использования вместо воды незамерзающего ацетонометанольного раствора без набухания глин, находящихся в низкопроницаемом заглинизированном терригенном пласте, позволяет увеличить дебит скважины и ее приемистость.