ГАЗОГЕНЕРИРУЮЩИЙ ПЕННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ)
GAS GENERATING FOAM COMPOUND FOR TREATMENT OF BOTTOMHOLE ZONE OF FORMATION (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области пенной кислотной обработки призабойной зоны пласта, разглинизации обрабатываемых пластов и уменьшения солеотложений, и может быть использован для освоения скважин, новых и старых, после капитального ремонта, а также для глушения скважин, особенно на месторождениях с аномально низким пластовым давлением, находящихся на поздней стадии разработки.
Известен газовыделяющий пенообразующий состав, содержащий в мас.%: нитрит натрия 0,9-20,9; сульфаминовую кислоту 0,9-16,4; реагент, нейтрализующий сульфаминовую кислоту 0,2-7,9; пенообразователь 0,1-2,5; воду - остальное (патент РФ №2197606, М.кл.7 Е21В 43/22, Е21В 43/25, опубл. 27.01.2003).
Известна самогенерирующая пенная система, содержащая мочевину, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, кислоту, ПАВ, уротропин и воду (патент РФ №1273508, кл. Е21В 43/00, 1988).
Известен пенообразующий состав, содержащий в мас.%: нитрит щелочного или щелочноземельного металла 12,1-58,7; хлорид аммония 2,4-41,0; гидродифторид аммония 2,4-24,3; диспергатор-стабилизатор пены 0,1-1,5; воду - остальное (патент РФ №2085567, кл 6 CO9K 7/08, Е21В 43/25).
Известен пенообразующий состав, содержащий в мас.%: мочевину 10,4-10,7; нитрит щелочного или щелочноземельного металла 59,0-60,7; кислоту Льюиса 23,7-24,4; стабилизатор пены 0,1-1,3; ПАВ 0,4-0,8; воду - остальное (патент РФ №20476540, кл 6, C09K 7/08, Е21В 43/25, опубл. 10.11.1995).
Известен твердый пенообразователь, содержащий в мас.%: порошковый лигносульфонат 42-57, блоксополимеры окисей пропилена и этилена 28-42; карбооксиметилцеллюлозу 2-28, железный комплекс мононатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты 1-4 (патент РФ №2069682, кл. 6 С09К 7/08, опубл. 27.11.1996).
Известен твердый пенообразователь, содержащий в мас.%: НПАВ 25-27, сложную соль мочевины с кислотой 25-48; нитриты щелочного или щелочноземельного металла 18-27 (патенты РФ №2100577, кл 6 Е21В 43/00, Е21В 37/00).
Главным недостатком известных из вышеперечисленных составов является недостаточная эффективность восстановления коллекторов призабойной зоны пласта из-за их невысокой разглинизации и низкой растворимости отложений солей на обрабатываемых поверхностях коллекторов и низких нефтевытесняющих свойств составов.
Наиболее близким по составу является пенообразующий состав, содержащий в мас.%: хлорид аммония 30,0-35,4; нитрит щелочного или щелочноземельного металла 38,8-45,7; галогенид щелочного или щелочноземельного металла 11,2-22,5; КМЦ или ПАА 0,3-0,8; ПАВ 0,04-0,50; воду - остальное (патент РФ №2047639, кл 6 С09К 7/08, опубл. 10.11.1995).
Целью изобретения является увеличение эффективности кислотной обработки коллекторов за счет улучшения реологических свойств состава, снижения скорости реакции кислотного состава с породой и его коррозионной активности, повышения эффективности очистки коллекторов от кольматирующих твердых частиц за счет флокуляции их, уменьшения скорости отложений малорастворимых солей и увеличения растворимости отложений солей на обрабатываемых поверхностях коллекторов, увеличения моющих свойств состава и гидрофобизации коллекторов, а также увеличения нефтевытесняющих свойств состава.
Поставленная цель достигается тем, что газогенерирующий пенный состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ, водорастворимый полимер, инициатор реакции, хлорид аммония, нитрит щелочного или щелочноземельного металла и воду, отличается тем, что содержит в качестве инициатора реакции сухую органическую кислоту и дополнительно высокодисперсный гидрофобный материал, комплексен и гидроксид щелочного металла, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ПАВ или смесь ПАВ
0,1-3,0
Водорастворимый полимер
0,1-5,0
Сухая органическая кислота
3,75-20,0
Нитрит щелочного или
щелочноземельного металла
6,20-45,7
Хлористый аммоний
4,79-35,4
Высокодисперсный гидрофобный материал
0,1-3,0
Комплексон
0,5-3,0
Гидроксид щелочного металла
0,5-10,0
Вода
остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит сшиватель - соль поливалентного металла в количестве 0,01-0,2 мас.%.
3. Состав по п.1, отличающийся тем, что содержит сухую органическую кислоту - монохлоруксусную кислоту МХУК и дополнительно - натриевую соль МХУК в диапазоне соотношений МХУК:натриевая соль МХУК как 4:1-2:1.
4. Газогенерирующий сухокислотный пенный состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ, водорастворимый полимер, инициатор реакции, хлорид аммония, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, отличается тем, что содержит в качестве инициатора реакции сухую органическую кислоту, дополнительно утяжелитель, высокодисперсный гидрофобный материал, комплексон и гидроксид щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ПАВ или смесь ПАВ
0,1-3,0
Водорастворимый полимер
0,1-5,0
Сухая органическая кислота
3,75-20,0
Нитрит щелочного или
щелочноземельного металла
6,20-45,7
Хлористый аммоний
4,79-35,4
Высокодисперсный гидрофобный материал
0,1-3,0
Комплексон
0,5-3,0
Гидроксид щелочного металла
0,5-10,0
Утяжелитель
остальное
5. Состав по п.4, отличающийся тем, что дополнительно содержит сшиватель -соль поливалентного металла в количестве 0,01-0,2 мас.%.
6. Состав по п.4, отличающийся тем, что содержит сухую органическую кислоту - монохлоруксусную кислоту МХУК и дополнительно - натриевую соль МХУК в диапазоне соотношений МХУК:натриевая соль МХУК как 4:1-2:1.
9
В качестве водорастворимых ПАВ используют анионные ПАВ, например АПАВ марок Сульфонол НП-1 и Сульфонол НП-3, выпускающиеся в ПО «Авангард», г.Стерлитамак и в НПП «Икар», г.Уфа (АО «Уфанефтехим»), на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, например Сульфонат (СНС) по ТУ 6-00-763450-86-89 или рафинированная алкиларилсульфонатная паста (РАС) по ТУ 38.602-22-19-90, а также водорастворимые неионогенные ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ-12), выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО «Татнефть», либо его товарную форму СНО-3,4, либо НПАВ марки ОП-7, ОП-10 или ОП-20, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например, Нефтенол ВВД по ТУ 2483-015-17197708-97 или Нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197708-00, или Нефтенол ВКС по ТУ 2483-048-17197708-99, или Нефтенол К-ПАВ для кислотных обработок, выпускающиеся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ», или буферную жидкость марки МБП-М-100 на основе полифосфатов (ГМФН и ТПФН до 0,5%) или неонол АФ-12 или АФ-25 (до 0,5%), выпускающийся НПО «Бурение», или Оксифос КД-6 или Оксифос Б - фосфатсодержащие анионные ПАВ, водорастворимые катионные ПАВ марок ИВВ-1 или Катапин (марок А, К и КИ), аминный модификатор марки АМ-1.
Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МЛ-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МЛ-80), содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12%мас.), производимыми по ТУ 2481-007-50622652-99-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» или новый моющий препарат марки «МЛ-Супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г. Самаре ПО ТУ 2383-002-51881692-2000, а также ПАВ марки ПДК-515 на основе НПАВ и азотсодержащей добавки, выпускаемый Урусинским опытным заводом «Соихнефтепромхим», или НПАВ марок Превоцел, Проксанол, Сепарол, или Синтанол ДТ-7, Синтанол ДС-10, или препарат ОС-20.
В качестве водорастворимого полимера используют водорастворимый полимер марки Аквапак, выпускаемый ЗАО «Полицел» по лицензии фирмы Aqulon (Франция) или флокулянт марок ВПК-402 по ТУ 2227-184-00203312-98, или ВПК-420, или Гипан, или Гивпан, по ТУ 01-166-77, или отечественный полимер марки «Метас» для регулирования фильтрации и флокуляции твердой фазы, или порошкообразный реагент ГОС-2, или гидрооксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), или комплекс блоксополимеров с НПАВ, или биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарид марки ГПС или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или блоксополимер окиси этилена и НПАВ марки Дисолван, или блоксополимер окиси этилена с НПАВ, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой (КМЦ) марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающийся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты или метакриламид марки Метас, или метилцеллюлоза марки МЦ, или оксиэтилированная целлюлоза марки ОЭЦ, или гидроэтилцеллюлоза ГЭЦ и ее модификации, или полиакриламид разных марок, например, ПАА, как отечественного производства, например, ПАА, выпускающийся по ТУ 6-01-1049-91 и низкомолекулярный ПАА марки АК-642 с ММ 1,0-1,5х106 и степенью гидролиза 5-10%, выпускающийся по ТУ 6-0202-00209-912-65-99 ФГУП Саратовским НИИ полимеров г.Саратов, так и импортного производства, например, анионный полимер марки EZ-mud DP, аналог ПАА, или полимер марки Дидрил производства Японии, или поливиниловый спирт, или полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, или модифицированная лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлоза марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкая полианионная целлюлоза марки Полицел ПАЦ, выпускающаяся по ТУ 2231-013-32957739-00.
В качестве сухой органической кислоты чаще используют монохлоруксусную кислоту, которая является недефицитным продуктом, выпускающимся в больших объемах. Кроме того, используют другие сухие слабые органические кислоты, имеющие низкую скорость взаимодействия с карбонатами и низкую коррозирующую способность нефтяного оборудования, например, трихлоруксусную, иминодиуксусную, лимонную или щавелевую кислоты.
2
Монохлоруксусная кислота (МХУК) CHClCOOH - бесцветное кристаллическое вещество с Тпл=61,2°С и Ткип=189,3°С, растворимое в воде, спирте, ацетоне, эфире, выпускается в г.Уфе УГПП «Химпром» по ТУ 6-01-13-90.
3
Трихлоруксусная кислота (ТХУК) CClCOOH - бесцветное кристаллическое вещество с Тпл=59,2°С и Ткип=197,6°С, растворимое в воде, спирте, ацетоне, эфире, выпускается в г.Уфе УГПП «Химпром» по ТУ 6-01-13-90.
6
8
7
Лимонная кислота (СНО) (лим. к-та) - трехосновная кислота (2-гидроокси-1,2,3-пропан-трикарбоновая кислота) - бесцветное кристаллическое вещество с Тпл=153°С, растворимость в воде при 25°С составляет 133 г в 100 г воды.
N,N - иминодиуксусная кислота (ИДУК) - гигроскопичное белого цвета кристаллическое вещество, нетоксичное, без запаха, хорошо растворимое в воде.
Щавелевая кислота - НООС - СООН (щав. к-та) - двухосновная карбоновая кислота - бесцветное кристаллическое вещество с Тпл=189,5°С, растворимость в воде при 20°С составляет 10 г в 100 г воды, при 100°С - 120 г, является недефицитным продуктом.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пвс), а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.
3
Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.
2
В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO) и в зависимости от способа модификации применяют гидрофобный (Полисил-П1) и дифильный (Полисил-ДФ).
2
Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO) (Товарный знак «Полисил», свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).
В качестве комплексона используют аминополикарбоновые кислоты и их производные, например, нитрилотриуксусную кислоту (НТУК) или этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДАТУК), или двунатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ДН ЭДАТУК), а также диэтилентриаминпентоуксусную кислоту (ДЭТАПУК), или транс-1,2-диаминциклогексатетрауксусную кислоту (ДАЦГТУК).
Кроме того, используют комплексоны с фосфоновыми группами, например, оксиэтилидендифосфоновую (ОЭДФ), оксипропилендиаминтетраметиленфосфоновую (ДПФ) и нитрилотриметиленфосфоновую (НТФ) кислоты.
В качестве газообразователей используют нитрит щелочного или щелочноземельного металла и хлористый аммоний.
В качестве сшивателя используют соли поливалентного металла - трехвалентные соли, например, ацетаты, хлориды, нитраты, цитраты хрома, алюминия, хромово-калиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), а также соли в окисленной форме, например хроматы, бихроматы.
Натриевая соль монохлоруксусной кислоты (натр. соль МХУК) - CHNaClCOOH - бесцветное кристаллическое вещество, растворимое в воде, спирте, ацетоне, эфире, выпускается в г.Уфе УГПП «Химпром» по ТУ 6-01-13-90.
В качестве гидроксида щелочного металла используют гидроксиды натрия и калия.
Гидроксид натрия - техническая марка РД, сорт высший, выпускается по ГОСТ 2263-79 ТАТНИПИнефть ОАО «Татнефть», г.Багульма.
При обработке призабойной зоны пласта для повышения эффективности восстановления проницаемости коллекторов применяют газогенерирующие пенные кислотные составы, которые позволяют существенно улучшить качество обработок и значительно повысить их технико-экономические показатели.
Пенокислотные обработки призабойной зоны пласта имеют преимущество по сравнению с обычными кислотными обработками.
При обработке призабойной зоны кислотными пенными составами уменьшается скорость реакции с карбонатами поверхностей коллекторов за счет уменьшения поверхности контакта кислотной пены с породой и ограничения проникновения ее в матрицу пласта.
Использование эффективных пенных составов для обработки призабойной зоны пласта сокращает сроки восстановления проницаемости забитых шламом коллекторов за счет очищения поверхности их путем увеличения растворения малорастворимых солей и уменьшения солеотложений на поверхности коллекторов, а также за счет увеличения разглинизации обрабатываемых пластов, тем самым увеличивая межремонтный период их работы в 3-4 раза.
Кроме того, за счет повышения нефтевытесняющих свойств состава увеличивается производительность скважин в 1,5-2 и более раз.
В отличие от прототипа предлагаемый газогенерирующий пенный состав дополнительно содержит высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ), комплексон, гидроксид щелочного металла и утяжелитель (в шашках), а качестве инициатора реакции органическую кислоту.
Высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) вышеуказанных марок вводят в предлагаемый пенный состав в количестве 0,1-3,0 мас.%.
В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц ВДГМ увеличивает гидрофобизацию поровых каналов, за счет чего увеличивается краевой угол смачивания и уменьшается капиллярное давление на границе вода/нефть. В результате гидрофобизации поверхности пор уменьшается количество капиллярно-защемленной в них воды и при впитывании, и при дренировании, что способствует более полному восстановлению фазовой проницаемости по нефти.
Высокодисперсный гидрофобный материал, проникая в поры коллекторов, предотвращает набухание глинистых силикатных минералов и уменьшает кольматацию коллекторов, так как предотвращает образование кремнегелей, которые являются продуктом реакции кислоты с цементным камнем.
Введение ВДГМ в предлагаемый пенный состав позволяет получать трехфазную пену, которая отличается от двухфазной наличием твердой фазы, присутствие которой существенно увеличивает устойчивость пенного состава. Известно, что устойчивость трехфазной пены значительно выше двухфазной.
ВДГМ является эффективным стабилизатором пены, так как увеличивает прочность и продолжительность существования пенного пленочного каркаса и позволяет получать более вязкие (гелевые) структуры. Это способствует улучшению структурных показателей пенного состава, способного сохранять прочную пенную структуру длительное время. Это приводит к увеличению термостабильности состава в пластах до 100-150°С.
Стабилизацию трехфазных пен связывают с механическим упрочением пленок пены в результате их бронирования частицами твердой фазы. Это может происходить даже в том случае, когда мелкодисперсных частиц недостаточно для полного покрытия пузырьков.
Варианты предлагаемого пенного состава дополнительно содержат комплексон, гидроксид щелочного металла и утяжелитель. Все эти компоненты являются электролитами, которые существенно увеличивают стабильность пены. Очевидно, стабилизация пены объясняется комплексообразующей способностью электролитов.
Эффективность использования комплексонов, перечисленных выше, заключается в том, что они образуют со многими катионами хорошо растворимые в воде слабодиссоциированные комплексные соединения.
2+
2+
3+
Особенно важно то, что образующиеся слабодиссоциированные комплексные соединения увязывают катионы, которые образуют соли жесткости, например, соли катионов Са Mg и другие катионы, например, катион Fe, образующий гидроокиси, которые часто выпадают в осадок, откладываясь на поверхности коллекторов и в порах пласта.
В результате использования комплексона увеличивается растворимость солей пластовой воды и уменьшается солеотложение на обрабатываемых поверхностях коллекторов. Кроме того, увеличивается растворимость отложений солей на обрабатываемых поверхностях коллекторов.
В качестве утяжелителя используют соли бария, кальция, калия или натрия, например нитраты или хлориды.
В качестве инициатора реакции газообразования используют следующие сухие органические кислоты: монохлоруксусную (МХУК), трихлоруксусную (ТХУК), иминодиуксусную (ИДУК), лимонную (лим.к-та) или щавелевую(щав.к-та).
Вышеперечисленные сухие слабые органические кислоты в отличие от сильных минеральных кислот имеют более низкую скорость нейтрализации, поэтому имеют низкую активность при воздействии на породу, в отличие от большинства неорганических кислот.
Кроме того, указанные сухие кислоты не вызывают коррозию оборудования и их эффективно используют в пенных композициях, закачиваемых как при низких, так и высоких температурах пласта.
Предлагаемый пенный состав содержит вышеуказанные поверхностно-активные вещества ПАВ или смесь ПАВ и водорастворимый полимер, а также сшиватель для получения сшитого геля (полимера с поперечными связями) - пеногеля.
Предлагаемый газогенерирующий пенный состав образуется за счет выделения свободного газа (азота) в результате химической реакции газообразователей и растворения ПАВ.
Основными характеристиками пенного состава являются кратность пены и ее устойчивость (стабильность).
Кратность пены зависит от количества газа и концентрации и природы ПАВ, полимера и других компонентов. Кратность пены - это отношение объема первоначально образовавшейся пены к объему пенообразующей жидкости.
Устойчивость пены характеризуется временем жизни пены, которое определяется временем, за которое из пены выделяется 50% пенообразующей жидкости, то есть когда еще сохраняются структурно-реологические свойства пены.
Основными факторами, которые влияют на стабильность (время жизни пены) пенного состава, являются поверхностная активность пенообразователя, концентрация пенообразователя и наличие стабилизатора.
Для получения пены с большим временем жизни необходимо упрочнить структуру пенного каркаса, созданного пенообразователем (газообразным азотом и ПАВ), то есть пену нужно стабилизировать, повысить устойчивость пенного состава с помощью водорастворимого полимера и других компонентов.
9
В качестве ПАВ используют ПАВ анионного типа, например, Сульфонол НП-1 или Сульфонол НП-3, или Сульфонат (СНС) или рафинированная паста марки РАС, а также неионогенные ПАВ: оксиэтилированные алкилфенолы, например, нонилфенол - АФ - 12, либо его товарную форму СНО-3,4, либо НПАВ марок ОП-7, ОП-10 или ОП-20, либо полиоксиэтиленгликолевые эфиры синтетических первичных жирных спиртов ПАВ марок Синтанол и ПАВ других вышеуказанных марок.
Анионные ПАВ лучше использовать в смеси с неионогенными ПАВ, так как АПАВ высаливаются при контакте с солями щелочноземельных металлов - типичными представителями попутно добываемых пластовых вод.
В предлагаемом пенном составе используют смесь вышеуказанных АПАВ и НПАВ в соотношении 2:1 или готовые композиции смесевых ПАВ, например, марок МЛ-80, МЛ-81Б или МЛ-супер, в которых используется примерно такое же соотношение АПАВ и НПАВ. При таком соотношении АПАВ и НПАВ анионные ПАВ не высаливаются даже в пластовой воде высокой минерализации (270-300 г/л).
Для повышения реологических и флокулирующих свойств предлагаемого состава используют вышеуказанные полимерные реагенты, обладающие химической стабильностью, сохраняющие высокие вязкостные характеристики с повышением температуры, совместимые с другими реагентами в составе, технологичные при приготовлении состава.
7
6
В качестве водорастворимого полимера для загущения кислотного состава используют ПАА как отечественного производства, например ПАА, выпускающийся по ТУ 6-01-1049-91 в виде порошка и в виде гранул с ММ выше 10 и термостойкостью до 130°С, и низкомолекулярный ПАА марки АК-642 с ММ=1,0-1,5×10 и степенью гидролиза 5-10%, так и полимеры импортного производства, например анионный полимер марки EZ-mud DP, аналог ПАА, термостоек до 150°С, анионные полимеры целлюлозного ряда - КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, ГЭЦ - гидрооксиэтилцеллюлозу, МЦ - метилцеллюлозу, ОЭЦ - оксиэилированную целлюлозу, поливиниловый спирт (пвс), полимерный реагент ПС - полимерную смесь производных полисахаридов, термостойкую до 150°С, полимеры марок Полицел и другие вышеуказанные полимеры.
Макромолекулы полимера, содержащиеся в предлагаемом пенном составе, флокулируют кольматирующие частицы, что не дает им оседать в пласте.
Термостойкость растворов вышеуказанных полимеров, введенных в предлагаемый состав, увеличивает термостойкость предлагаемого пенного состава.
Известно, что пены получают диспергационным и конденсационным способами. Образование пены в результате химической реакции, сопровождающейся выделением газообразных продуктов, относится к конденсационному способу получения ее.
Общая схема взаимодействия газообразующих реагентов сводится к следующему:
4
2
2
2
nNHCl+Me(NO)n=nN+NaCl+2HO, где
Me - щелочной или щелочноземельный металл, n - индекс химической формулы молекулы вещества.
Использование химических реакций, при взаимодействии которых выделяется азот, является наиболее перспективным.
По сравнению с углекислым газом, аммиаком, метаном или ацетиленом генерирование азота является более предпочтительным, так как азот является инертным газом и растворимость его в воде в 50-70 раз меньше растворимости углекислого газа в диапазоне от 0°С до 60°С и в более чем в 2 раза меньше растворимости метана - основного компонента природных газов.
Азотсодержащая пена имеет свои преимущества: во-первых, она имеет более высокую газонасыщающую способность из-за малой растворимости азота в воде в отличие от углекислого газа, аммиака или метана, в особенности при высоком давлении. Во-вторых, азотсодержащая пена имеет низкую коррозирующую способность нефтепромыслового оборудования.
Для регулирования рН среды состава с целью снижения коррозии оборудования можно использовать буферную смесь - смесь слабой органической кислоты и натриевой соли этой кислоты или смесь слабой органической кислоты и сильного основания,
Для этого в заявляемом составе в качестве буферной смеси используют либо смесь монохлоруксусной кислоты МХУК с натриевой солью МХУК, либо смесь МХУК или другой из вышеперечисленных сухих органических кислот и гидроксида щелочного металла.
Исследования проводили, используя весовое соотношение МХУК с натриевой солью МХУК в диапазоне 5:1-1:1, а весовое соотношение МХУК или другой из вышеперечисленных сухих органических кислот и гидроксида щелочного металла - в диапазоне 8:1-1:1.
От количественного соотношения МХУК и натриевой соли ее, или МХУК или других вышеперечисленных органических кислот и гидроксида натрия в вышеуказанном диапазоне соотношений зависит концентрация ионов водорода (рН).
Известно, что регулирование рН среды (рН более 4): поддержание рН в диапазоне рН=4-6 предотвращает образование диоксида азота (бурого газа), имеющего высокую коррозийную активность, и в результате чего повышается срок службы нефтепромыслового оборудования из-за снижения его коррозии.
Степень диссоциации слабой кислоты, например МХУК, понижается при добавлении соли этой кислоты - натриевой соли МХУК. Изменяя концентрации МХУК и натриевой соли ее, можно получить растворы с различным рН.
Например, увеличивая в весовом соотношении количество натриевой соли МХУК в смеси МХУК с натриевой солью МХУК в диапазоне от 5:1 до 1:1, мы тем самым уменьшаем концентрацию ионов водорода в заявляемом составе.
Для получения буферной смеси МХУК или других вышеперечисленных слабых органических кислот и сильного основания в заявляемый состав добавляют гидроксид натрия или гидроксид калия. Разница в использовании гидроксидов натрия или калия состоит лишь в количественных пропорциях, которые рассчитываются по уравнению химической реакции.
В результате исследований получено, что МХУК и Na-соль МХУК лучше использовать в диапазоне весовых соотношений 4:1-2:1, а МХУК или другие вышеуказанные сухие органические кислоты и гидроксид щелочного металла - в диапазоне весовых соотношений 7,5:1-2:1.
2
В предлагаемом пенном составе в качестве буферного раствора используют смесь слабой кислоты и соли этой кислоты или смесь слабой кислоты и сильного основания (аналог классического ацетатного буферного раствора), а именно смесь МХУК + Na-соль МХУК или МХУК или трихлоруксусная, иминодиуксусная, лимонная, щавелевая или сульфаминовая кислота + NaOH=Na-соль МХУК или соль другой из вышеперечисленных кислот + HO.
Концентрация ионов водорода (рН) в композициях состава зависит от концентрации МХУК или другой органической кислоты и степени ее диссоциации.
Механизм действия гидроксида щелочного металла и его влияние на изменение кислотности состава можно объяснить так.
Гидрооксид-ионы щелочи будут увязаны с ионами водорода слабой органической кислоты по уравнению реакции в недиссоциированные молекулы воды. Убыль ионов водорода смещает равновесие реакции вправо, в сторону образования новых ионов водорода. В результате реакции увеличивается концентрация соли, при этом степень диссоциации слабой органической кислоты немного снизится, совсем незначительно.
При разбавлении водой предлагаемого пенного состава рН состава практически не изменяется.
Снижение коррозионной активности предлагаемого пенного состава по сравнению с известными составами, включая прототип, подтверждается экспериментальными данными.
При определении коррозионной активности использовали метод исследования по потере веса по разнице весов образцов до и после погружения их в агрессивную среду.
Из данных табл. 1 видно, что предлагаемый пенный состав имеет низкую коррозионную активность и будет способствовать снижению коррозии оборудования.
Варианты предлагаемого пенного состава предусматривают использование водного пенного состава и сухокислотного состава в виде сухих шашек.
Содержание компонентов в композициях заявленного водного пенного состава, состава-прототипа и свойства их показаны в табл.2-4.
Проведены исследования по подбору оптимальных размеров шашек: диаметра и высоты их.
На скорость движения шашек (на скорость осаждения их) влияет плотность шашек и плотность жидкости (пластовой воды), в которой они осаждаются, и размеры шашек.
Исследования проводили на следующей установке, которая представляла собой пластмассовую трубу длиной 2400 мм (2,4 м) и внутренним диаметром 42 мм (4,2 см). Пластмассовая труба устанавливалась строго вертикально по отвесу. Нижний конец трубы герметично соединялся со стеклянной конической колбой. Чтобы устранить пристенные эффекты, которые снижают скорость движения шашек, внутренний диаметр трубы выбран так, что значительно превышал диаметр исследуемых шашек.
При проведении экспериментов трубу заполняли водой различной плотности, которая регулировалась содержанием растворенных солей. Шашка или таблетка плавно опускалась в жидкость, в это время включали секундомер. В конце прохождения шашки в трубе в момент появления ее в прозрачной колбе секундомер выключали и фиксировали время прохождения шашкой трубы.
3
3
3
Исследования проводили в следующих водах: водопроводной воде d=1,00 г/см, пластовой d=1,16 г/см и растворе хлористого кальция d=1,35 г/см.
Исследования показали, что с увеличением плотности жидкости, в которой шашка оседает, скорость оседания ее линейно возрастает.
2
Шашки готовили прессованием в специально изготовленной форме. Для прессования шашек использовали гидравлический пресс, развивающий давление до 600 атм и усилие до 10 000 кг. Рабочее давление при прессовании поддерживали постоянным, равным 150 кг/см.
3
Несмотря на высокое давление при прессовании, плотность шашек не превышала 1,9 г/см. Такие данные говорят о том, что шашки имеют пористую структуру с коэффициентом пористости 12-14%. Наличие поровых каналов играет положительную роль, потому что при этом увеличивается поверхность контакта с водой и скорость растворения шашек.
Для увеличения плотности шашек в предлагаемый пенный состав вводили утяжелитель, например, растворимые соли бария, кальция, калия и натрия, например, нитраты и хлориды.
Содержание утяжелителя в шашке определяется глубиной забоя скважины и необходимой скоростью доставки шашки на забой. Глубина забоя колеблется от 1500 до 4500 м.
Скорость осаждения шашек зависит от их размеров.
Размеры шашек подбирали экспериментально: диаметры их от 5 до 30 мм и высота от 5 до 200 мм.
Исследования показали, что оптимальная скорость осаждения - 0,6 м/сек. Такая скорость осаждения достаточна, чтобы при глубине скважины 2 000 м шашка, доставленная на забой скважины, размерами: 20-30 мм в диаметре и высоте 50 мм, осаждалась со скоростью 0,6 м/сек примерно за 53-54 мин.
В результате исследований получили, что оптимальные размеры шашки: диаметр - 20-30 мм и высота 50 мм.
Увеличение высоты шашки до 200 мм увеличивает время растворения ее в 2-2,5 раза.
Введенный в предлагаемый пенный состав высокодисперсный гидрофобный материал играет роль разрыхлителя и уменьшает время растворения шашки в 1,5-2,0 раза.
Регулирование времени растворения шашек и эффективность их применения является одной из самых трудных задач в технологии обработки призабойной зоны пласта.
Слишком быстрое растворение шашек приводит к потере активного вещества, а также приводит к уменьшению скорости их движения. Длительное время растворения тоже нежелательно.
Эффективность их использования зависит от размеров шашек и способа доставки их на место их наилучшего применения: в интервал перфорационных отверстий в скважине.
Исследования показали, что при совместном смесевом прессовании всех компонентов, газовыделение с образованием пены начинается на забое скважины. Поэтому лучше компоненты газогенерирующей смеси доставлять раздельно в виде прессованных шашек из отдельных компонентов или смеси их.
Для увеличения времени растворения шашек при движении их по стволу скважины самостоятельно, т.е. без применения спец. устройств для доставки шашек до интервала перфорационных отверстий, применяют прием обмакивания приготовленной шашки в 3%-ный раствор водорастворимого полимера или в расплав технического парафина для коллекторов с температурой выше 50°С с последующим подсушиванием ее.
Для более эффективного использования газогенерирующих пенных составов и надежной доставки шашек в ствол скважины лучше использовать специальные устройства для одновременной доставки всех компонентов в область интервала перфорации и подачи устройства в поток пластовой жидкости. Можно размещать устройства в стволе скважины в подвешенном состоянии или с опорой на забой, например, как спец. устройство, описанное в одном из патентов: (см. патент РФ №2227206 7 Е21В 37/06, опубл. 2004.04.20, «Способ подачи твердого реагента в скважину и устройство для его осуществления»).
Указанное спец. устройство описано просто в качестве примера, как одного из возможных вариантов доставки шашек в область интервала перфорации.
Такое или аналогичное устройство для подачи твердых реагентов в скважину содержит модуль из секций с размещением в каждой секции твердого реагента одного вида или разных видов. Секции соединены между собой по торцам и сообщены друг с другом отверстиями в перфорированном основании.
При использовании таких или аналогичных спец. устройств обеспечивается возможность стабильного равномерного и экономического выноса твердых реагентов состава при разных режимах эксплуатации скважины и при любой вязкости пластовой жидкости.
Установлено, что с увеличением температуры скорость осаждения при турбулентном режиме возрастает незначительно. Так, при увеличении температуры с 20°С до 60°С вязкость воды уменьшается примерно в 2 раза: с 1 мПа·с до 0,47 мПа·с, а при скорости оседания шашки 0,6 м/сек различие, обусловленное увеличением температуры, составляет не более 10%.
Предлагаемый пенный состав используют для обработки призабойной зоны пласта, а именно для очистки коллекторов от накопившихся шлама и солей, так как содержащиеся в составе высокомолекулярные вещества и ПАВ за счет флокуляции выносят шлам и соли забитых коллекторов на поверхность эффективно и с большой скоростью, в 7-8 раз эффективнее в случае применения обычной воды.
Кроме того, предлагаемый состав можно использовать для освоения новых скважин или старых после капитального ремонта путем нагнетания пены в скважину до полной очистки ее от глинистого раствора, шлама, воды и достижения стабильного дебита жидкости или газа. Вследствие вытеснения жидкости в скважине пеной постепенно уменьшается противодавление на пласт.
Из-за закупоривания пузырьками прочной пены трещин и пор каналов, а также вследствие гидрофобизации поверхности породы, уменьшается приток пластовой воды.
Предлагаемый пенный состав также можно использовать и при глушении скважин, особенно на месторождениях с аномально низким пластовым давлением, находящихся на поздней стадии разработки.
Обработка таких скважин обычно сопровождается поглощением больших объемов воды или водных растворов повышенной плотности.
Экспериментальными исследованиями установлено, что пены обладают закупоривающей способностью поровых каналов.
При закачке пены в процессе циркуляции ее в призабойной зоне происходит прилипание пузырьков пены к поверхности поровых каналов. Как известно, явление прилипания связаны с разрушением гидратных слоев, находящихся между пузырьками и поверхностью породы.
Растворенные газы снижают гидратированность породы, адсорбируясь на ней, образуя полимерные пленки. Адсорбция газов будет снижать энергетический барьер, преодоление которого необходимо для прилипания пузырька. Все это создает благоприятные условия для защемления пузырьков пены в пористой среде, а следовательно, предотвращается поглощение промывочной жидкости.
Глушение скважин газогенерирующими пенными системами, содержащими водорастворимый полимер и другие вышеперечисленные компоненты, происходит наиболее эффективно, так как они обладают упругими и вязкопластичными свойствами. При использовании таких пенных составов для глушения скважин соблюдается самое главное условие: не происходит проникновения в пласт жидкости глушения, так как вязкость и плотность пены можно изменять в широких пределах.
Предлагаемый состав готовят в виде двух вариантов: в виде пенной водной композиции и в сухом виде, при этом вместо воды добавляют утяжелитель, в качестве которого используют соли металлов.
Пенный водный состав готовят путем тщательного перемешивания согласно рецептуре компонентов в мас.%: ПАВ или смеси ПАВ 0,1-3,0; водорастворимого полимера - 0,1-5,0; ВДГМ - 0,1-3,0; комплексона - 0,5-3,0; хлористого аммония - 4,79-35,4; нитрита щелочного или щелочноземельного металла - 6,20-45,7; гидроксида щелочного металла - 0,5-10,0; сухой органической кислоты - 3,75-20,0; остальное вода.
Предлагаемый состав может содержать сшиватель - соль поливалентного металла в количестве 0,01-0,20 мас.%, а также сухую органическую кислоту монохлоруксусную кислоту МХУК и дополнительно натриевую соль МХУК в диапазоне соотношений МХУК:Na-соль МХУК как 4:1-2:1.
По второму варианту состав готовят в виде шашек. Для этого загружают в пресс-форму отдельные компоненты или смесь их и прессуют сухую массу в виде шашек необходимых размеров.
Для определения повышения проницаемости коллекторов и увеличения их нефтевытесняющей способности были проведены фильтрационные исследования путем закачки предлагаемого состава в виде пенных водных композиций, а также были проведены обработки добывающих и нагнетательных скважин месторождений с использованием сухокислотного варианта состава в виде шашек.
Пример 1. Для приготовления заявляемого состава в виде пенного водного раствора, содержащего расчетное количество компонентов в мас.%, необходимо: ПАВ или смеси ПАВ 0,1-3,0; водорастворимого полимера - 0,1-5,0; ВДГМ - 0,1-3,0; комплексона - 0,5-3,0; хлористого аммония - 4,79-35,4; нитрита щелочного или щелочноземельного металла - 6,20-45,7; гидроксида щелочного металла - 0,5-10,0; сухой органической кислоты - 3,75-20,0; остальное вода.
Композиции 21-25 предлагаемого состава содержат МХУК и натриевую соль МХУК в диапазоне соотношений 5:1-1:1, а композиции 1,7, 11, 15, 19, 20, 22 и 24 сшиватель - соль поливалентного металла в количестве 0,005 - 0,25 мас.% (см. табл.3).
Состав-прототип содержит в мас.%: ПАВ 0,04-0,50; водорастворимого полимера 0,05-0,8; газообразователей - хлористого аммония - 4,79-35,4; нитрита щелочного или щелочноземельного металла 6,20-45,7; инициатора реакции хлористого алюминия - 5,0-22,5 и воду.
2
1
Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 90°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 1,12-2,75 мкм (K). Затем заявляемый состав фильтруют на фильтрационной установке с целью определения увеличения проницаемости.
2
1
2
Через колонку прокачивают один объем пор заявляемого состава, затем три объема пор керна воды. После этого определяют проницаемость по воде (К). Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K/К·100%.
Результаты фильтрации предлагаемых композиций состава и состава-прототипа (содержание компонентов показано в табл. 2 и 3) представлены в табл.5.
Результаты фильтрации показывают, что после фильтрации заявляемого состава в виде пенных водных композиций увеличение проницаемости составляет в 1,05-3,68 раза, а после фильтрации состава-прототипа - в 1,04-1,68 раза (см. табл.5).
Пример 2. Для приготовления заявляемого состава в виде пенного водного раствора, содержащего расчетное количество компонентов в мас.%, необходимо: ПАВ или смеси ПАВ 0,1-3,0; водорастворимого полимера - 0,1-5,0; ВДГМ - 0,1-3,0; комплексона - 0,5-3,0; хлористого аммония - 4,79-35,4; нитрита щелочного или щелочноземельного металла - 6,20-45,7; гидроксида щелочного металла - 0,5-10,0; сухой органической кислоты - 3,75-20,0; остальное вода.
Композиции 21-25 предлагаемого состава содержат МХУК и натриевую соль МХУК в диапазоне соотношений 5:1-1:1, а композиции 1,7, 11, 15, 19, 20, 22 и 24 сшиватель - соль поливалентного металла в количестве 0,005-0,25 мас.% (см. табл.3).
Состав-прототип содержит в мас.%: ПАВ 0,04-0,50; водорастворимого полимера 0,05-0,8; газообразователей - хлористого аммония - 4,79-35,4; нитрита щелочного или щелочноземельного металла 6,20-45,7; инициатора реакции хлористого алюминия - 5,0-22,5 и воду.
Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали. Керн заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 90°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.
3
После этого в керн под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемого состава, затем три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрации заявляемых составов и составов-прототипов по определению нефтевытесняющей способности их представлены в табл.6.
Пример 3. Газогенерирующую пенную систему используют для освоения и пуска заглушенной добывающей скважины.
3
3
Добывающая скважина месторождения самозаглушилась. До вывода скважины из бездействия обводненность составляла 96%. Количество добываемой жидкости до обработки составляло 70 м/сут, а дебит нефти был нулевой. Глубина залегания пласта составляет 2000 м. Пластовое давление - 213 атм. НКТ спущена до верхних отверстий перфорации. Внутренний диаметр колонны равен 130 мм, внутренний диаметр НКТ составляет 63 мм, внешний диаметр НКТ равен 73 мм. Усредненная плотность скважинной жидкости - 1136 кг/м.
Для приготовления заявляемого состава в виде шашек, содержащего количество компонентов, взяли в мас.%: Нефтенола К - 1,0; ПАА марки АК-642 - 2,0; оксида титана - 1,0; комплексона ЭДАТУК - 0,5; хлористого аммония - 21,4; нитрита бария - 46,0; гидроксида натрия - 0,1; МХУК - 4,0; натриевой соли МХУК - 1,0; остальное утяжелитель - нитрат калия.
Для освоения скважины пенными шашками требуется создать депрессию не менее 20 атм. Необходимо рассчитать массу газогенерирующих пенных шашек.
3
Исходя из геометрии скважинных трубок, объем жидкости в 1 м НКТ составляет примерно 3 л, а в 1 м затрубного пространства - 9,1 л. До обработки пластовое давление 213 атм равно забойному. Следовательно, при плотности скважинной жидкости 1136 кг/м уровень жидкости в НКТ и затрубье расположен на нулевой отметке.
4
2
В результате химической реакции хлорида аммония и нитрита натрия в пенном составе генерируется азот. При нормальных условиях 1 моль газообразного азота занимает объем 22,4 л, тогда в перерасчете на 1 г стехиометрической смеси выделится V=22,4/53,5+69,0=0,1829 л/г, где NHCl 14+435,5=53,5 г/моль и NaNO 23+14+2×16=69 г/моль.
Выход азота при нормальных условиях на 1 кг стехиометрической смеси составляет 182,9 л.
3
3
После доставки шашек на забой начинается химическая реакция с выделением азота, которая сопровождается повышением давления. При кратности пены, равной 3, минимальная плотность пены на устье скважины при плотности воды 1136 кг/м равна 1136×0,33=375,54 кг/м.
3
3
После перелива пены начинается падение уровня жидкости в затрубном пространстве и снижение забойного давления. Объем перелившейся жидкости составил 1,1 м, объем одного метра пространства затрубья составляет 9,1 м, то уровень жидкости в затрубном пространстве снизится на 1100:9,1=120,8 м. При плотности жидкости 1136 кг/м забойное давление снизится на 120,8/10×1,136=13,7 атм, что соответствует объему 220×9,1=2002,0 л.
При кратности пены, равной 3, на 1л жидкости в пене приходится 2 л газа. Следовательно, для вытеснения 2002,0 л жидкости необходимо при нормальных условиях 2002,0×2=4004,0 л газа. Так как генерирующая способность заявляемого состава составляет 182, 9 л на 1 кг шашек, то для генерации 4004,0 л газа потребуется 21,8 кг пенных шашек.
Чтобы учитывать некоторые технологические аспекты, например, кроме падения уровня жидкости в затрубье, при генерации пены будет прибывать жидкость из пласта. А расчет объема этой жидкости достаточно сложен. Поэтому для технологии освоения скважин пенными составами необходимы опытно-промышленные испытания.
После закачки композиции скважину оставляют на реакцию на 3-5 час.
3
После ввода скважины в фонд действующих количество добываемой жидкости осталось прежним - 70 м/сут, при этом дебит нефти составил 5,5 т/сут, обводненность уменьшилась до 90%.
Пример 4. Заявляемый состав в виде шашек используют в промысловых условиях в добывающей скважине для очистки коллектора от шлама и солей. Обрабатываемый интервал призабойной зоны пласта - 4 м.
3
До очистки коллектора количество добываемой жидкости составляло 25,8 м/сут, дебит по нефти - 2,7 т/сут, обводненность - 93%.
Для очистки терригенного коллектора готовят композицию состава, содержащего в мас.%: МЛ-супер - 2,0; ПАА отеч. - 2,0; перлита - 1,5; комплексона НТУК - 1,0; хлористого аммония - 26,80; нитрита калия - 42,5; гидроксида калия - 0,9; ТХУК - 5,2; утяжелителя - нитрата бария остальное.
На основании проведенных исследований, получено, что на 1 м перфорированной мощности требуется от 6 до 18 стержней сухокислотного состава.
Приготовленные стержни забрасывают вовнутрь насосно-компрессорной трубы (НКТ) через сальник лубрикатор, установленный на устье скважины из расчета 14 стержней на 1 м обрабатываемого интервала, а именно, 14×4=56 стержней.
Скважину закрывают на выдержку на 3-5 часов, затем постепенно стравливают давление через НКТ или затрубное пространство, осуществляют вызов притока жидкости из пласта и вводят скважину в эксплуатацию.
3
В результате очистки коллектора количество добываемой жидкости увеличилось с 25,8 до 50 м/сут, а дебит по нефти увеличился с 2,7 т/сут до 5,4 т/сут. Продуктивность пласта повысилась в результате применения предлагаемого сухокислотного состава за счет очищения загрязненного коллектора ПЗП в 2 раза.
3
Пример 5. Заявляемый вариант пенного сухокислотного состава используют в промысловых условиях в нагнетательной скважине. Приемистость скважины до обработки составляла 22 м/сут при давлении 9,0 МПа, интервал перфорации составляет 5 м.
Для очистки скважины готовили композицию состава, содержащего в мас.%: ПАВ марки ОП-10 - 0,5; КМЦ-600 - 3,0; талька - 3,0; комплексона ДН ЭДАПУК - 2,0; хлористого аммония - 30,2; нитрита кальция - 37,2; гидроксида натрия - 0,1; МХУК - 9,0; натриевой соли МХУК - 3,0; утяжелителя - нитрата бария остальное.
В обрабатываемый интервал ПЗП бросают приготовленные стержни из расчета 12 стержней на 1 м обрабатываемого интервала, а именно 12×5=60 стержней.
Скважину останавливают на выдержку на 3-5 часов, затем после выдержки вводят в эксплуатацию.
3
3
Приемистость скважины увеличилась с 27 м/сут до 83 м/сут.
В результате применения предлагаемого пенного сухокислотного состава в виде шашек приемистость скважины увеличилась в 3 раза за счет очищения загрязненного коллектора ПЗП.
Техническим результатом является увеличение эффективности кислотной обработки коллекторов за счет улучшения реологических свойств состава, снижения скорости реакции кислотного состава с породой и его коррозионной активности, повышения эффективности счистки коллекторов от кольматирующих твердых частиц за счет флокуляции их, уменьшения скорости отложений малорастворимых солей и увеличения растворимости отложений солей на обрабатываемых поверхностях коллекторов, увеличения моющих свойств состава и гидрофобизации терригенных коллекторов для предотвращения образования кремнегелей в пристенном пространстве коллектора, которые являются продуктом реакции кислоты с цементным камнем, а также увеличения нефтевытесняющих свойств состава.
Применение эффективного пенного состава максимально сохраняет коллекторские свойства пласта, повышает производительность скважин, увеличивает межремонтный период работы скважины.
Таблица 3.
Содержание дополнительных компонентов в композициях заявляемого состава.
№ п/п
Состав
Натриевая соль МХУК
Соль поливалентного металла
Диапазон соотношений МХУК: натр.соль МХУК
К-ВО
марка
к-во
1
2
3
4
5
6
1
Заявляемый
AlCl<sub>3</sub>
0,005
3
Заявляемый
-
-
5
Заявляемый
-
-
7
Заявляемый
Хромово-калиевые квасцы
0,01
9
Заявляемый
-
-
11
Заявляемый
AlNO<sub>3</sub>
0,02
13
Заявляемый
-
-
15
Заявляемый
Бихромат калия
0,04
17
Заявляемый
-
-
19
Заявляемый
Ацетат алюминия
0,10
20
Заявляемый
Ацетат хрома
0,15
21
Заявляемый
5:1
0,8
-
-
22
Заявляемый
4:1
1,0
Хромово-калиевые квасцы
0,20
23
Заявляемый
3:1
3,0
-
-
24
Заявляемый
2:1
2,0
Отходы хромовых квасцов
0,25
25
Заявляемый
1:1
4,0
-
-
26
Заявляемый
-
-
27
Заявляемый
-
-
Таблица 4.Свойства композиций заявляемого пенного состава и состава-прототипа.
№п/п
Состав
Свойства пенного состава
Кратность пены
Плотность пены, г/см<sup>3</sup>
Устойчивость пены при температуре, °С, через 50 мин.
Время жизни, мин, сут.
40
60
80
1
2
3
4
5
6
7
8
1
Заявляемый
0,25
-
-
-
-
-
2
Прототип
0,20
-
-
-
-
-
3
Заявляемый
6,0
0,18
устойчивый
устойчивый
неустойчивый
15 мин.
4
Прототип
6,0
0,20
устойчивый
неустойчивый
неустойчивый
10 мин
5
Заявляемый
5,0
0,22
устойчивый
устойчивый
неустойчивый
45 мин
6
Прототип
5,0
0,22
устойчивый
устойчивый
неустойчивый
25 мин
7
Заявляемый
4,5
0,25
устойчивый
устойчивый
устойчивый
Более 15 сут.
8
Прототип
4,5
0,26
устойчивый
устойчивый
устойчивый
Менее 2-х час.
9
Заявляемый
4,0
0,24
устойчивый
устойчивый
устойчивый
60 мин
10
Прототип
4,0
0,24
устойчивый
устойчивый
неустойчивый
30 мин.
11
Заявляемый
3,5
0,26
устойчивый
устойчивый
устойчивый
Более 15 сут.
12
Прототип
4,0
0,24
устойчивый
устойчивый
неустойчивый
40 мин
13
Заявляемый
3,5
0,26
устойчивый
устойчивый
устойчивый
90 мин
14
Прототип
4,0
0,25
устойчивый
устойчивый
неустойчивый
40 мин
15
Заявляемый
3,0
0,35
устойчивый
устойчивый
устойчивый
Более 15 сут.
16
Прототип
4,0
0,25
устойчивый
устойчивый
неустойчивый
45 мин
17
Заявляемый
3,0
0.30
устойчивый
устойчивый
устойчивый
110 мин
18
Прототип
4,0
0,25
устойчивый
устойчивый
неустойчивый
45 мин
19
Заявляемый
4,0
0,24
устойчивый
устойчивый
устойчивый
Более 15 сут.
20
Заявляемый
3,6
0,29
устойчивый
устойчивый
устойчивый
Более 15 сут.
21
Заявляемый
5,0
0,23
устойчивый
устойчивый
устойчивый
70 мин
22
Заявляемый
4,0
0,25
устойчивый
устойчивый
устойчивый
Более 15 сут.
23
Заявляемый
5,0
0,24
устойчивый
устойчивый
устойчивый
80 мин
24
Заявляемый
3,8
0,28
устойчивый
устойчивый
устойчивый
Более 15 сут.
25
Заявляемый
4,5
0,25
устойчивый
устойчивый
неустойчивый
45 мин.
26
Заявляемый
3,4
0,26
устойчивый
устойчивый
устойчивый
90 мин
27
Заявляемый
3,6
0,28
устойчивый
устойчивый
устойчивый
110 мин
Таблица 5.Результаты фильтрации композиций предлагаемого пенного состава и состава-прототипа.
№п/п
Состав
Проницаемость, мкм<sup>2</sup>
Увеличение проницаемости,K<sub>1</sub>/K<sub>2</sub>
До фильтрации, K<sub>1</sub>
После фильтрации, K<sub>2</sub>
1
2
3
4
5
1
Заявляемый
1,16
1,22
105
2
Прототип
1,12
1,15
103
3
Заявляемый
1,42
1,56
110
4
Прототип
1,30
1,38
106
5
Заявляемый
1,75
3,20
183
6
Прототип
1,82
3,00
165
7
Заявляемый
1,83
5,45
298
8
Прототип
1,80
2,93
163
9
Заявляемый
2,10
5,50
262
10
Прототип
2,06
3,31
161
11
Заявляемый
2,23
7,20
323
12
Прототип
2,16
3,63
168
13
Заявляемый
2,32
6,49
280
14
Прототип
2,26
3,68
163
15
Заявляемый
2,58
9,49
368
16
Прототип
2,52
4,03
160
17
Заявляемый
2,75
7,28
265
18
Прототип
2,63
4,42
168
19
Заявляемый
2,55
7,39
290
20
Заявляемый
2,48
7,93
320
21
Заявляемый
1,92
4,82
251
22
Заявляемый
2,02
6,76
335
23
Заявляемый
1,86
4,79
258
24
Заявляемый
2,61
8,09
310
25
Заявляемый
2,37
5,87
248
26
Заявляемый
2,42
5,61
232
27
Заявляемый
2,65
6,67
252
Таблица 6.Нефтевытесняющие свойства композиций предлагаемого состава и состава-прототипа.
№п/п
Состав
Начальная нефтенасыщенность, %
Коэффициент вытеснения нефти
по воде
прирост
общий
1
2
3
4
5
6
1
Заявляемый
65,5
0,64
0,16
0,80
2
Прототип
65,0
0,63
0,12
0,76
3
Заявляемый
68,0
0,63
0,19
0,82
4
Прототип
70,3
0,62
0,14
0,76
5
Заявляемый
69,5
0,63
0,25
0,88
6
Прототип
71,7
0,62
0,16
0,78
7
Заявляемый
70,6
0,63
0,27
0,90
8
Прототип
72,0
0,62
0,15
0,78
9
Заявляемый
72,5
0,62
0,25
0,87
10
Прототип
71,2
0,62
0,14
0,76
11
Заявляемый
71,9
0,63
0,27
0,90
12
Прототип
69,1
0,62
0,14
0,76
13
Заявляемый
68,6
0,63
0,29
0,92
14
Прототип
66,0
0,62
0,15
0,77
15
Заявляемый
68,5
0,63
0,26
0,89
16
Прототип
72,3
0,62
0,14
0,76
17
Заявляемый
67,5
0,63
0,27
0,90
18
Прототип
69,3
0,62
0,13
0,75
19
Заявляемый
66,3
0,63
0,30
0,93
20
Заявляемый
70,8
0,62
0,15
0,77
21
Заявляемый
71,5
0,64
0,30
0,94
22
Заявляемый
66,8
0,64
0,28
0,92
23
Заявляемый
71,8
0,63
0,30
0,93
24
Заявляемый
72,0
0,63
0,31
0,96
25
Заявляемый
69,6
0,64
0,26
0,90
26
Заявляемый
70,5
0,63
0,27
0,90
27
Заявляемый
71,6
0,63
0,28
0,91