Способ реагентной обработки скважины
METHOD FOR REAGENT PROCESSING OF WELL

Область техники, к которой относится изобретение.
Изобретение относится к топливной и горной промышленности, а именно к реагентной обработке нагнетательных и добывающих нефтяных и газовых скважин, а также артезианских скважин и может быть использовано для удаления глинистых кольматирующих образований из прискважинной зоны пласта и увеличения дебета скважин.
Уровень техники.
На современном этапе большинство нефтяных и газовых месторождений России вступило в стадию разработки характеризующуюся снижением дебита нефти и газа, вследствие чего на многих месторождениях подавляющее большинство скважин переведено на механизированную и периодическую эксплуатацию (Веселков С.Н. Проблемы интенсификации добычи нефти и газа, опубликованная 23.09.2017, http://veselkov.me/in/neftedobyicha/problemyi-intensifikaczii-dobyichi-nefti-i-gaza.html). В этих условиях более чем когда-либо актуализируется задача повышения эффективности использования действующих месторождений за счет обеспечения потенциальных возможностей каждой скважины вне зависимости от срока эксплуатации.
Значительные резервы повышения эффективности использования действующих месторождений, увеличения отбора углеводородов связаны с возможностью удаления глинистых кольматирующих образований из прискважинной зоны. Основной причиной кольматации порового пространства продуктивного пласта является поглощение им в процессе бурения промывочной жидкости, содержащей коллоидно-дисперсные частицы в основном из глинистых пластов и их пропластков выше продуктивного пласта.
На основании современных представлений о природе структурных связей в глинистых кольматирующих образований и выявленных факторов, обеспечивающих разрушение глинистых агрегатов, автором разработан способ реагентной обработки скважины технологическими растворами с полярными значениями водородного показателя рН.
Заявленный в настоящем изобретении способ реагентной обработки скважины, в отличие от кислотной обработки, для приготовления технологических растворов, использует неагрессивные порошкообразные реагенты и предназначен для удаления из прискважинной зоны различных осадков: глинистых и полимерглинистых образований, карбонатных осадков, железистых соединений и осадков органического происхождения.
В результате реагентной обработки по предлагаемому способу в скважине происходит как растворение, так и разрушение кольматирующих образований и перевод их из агрегатного состояния в тонкую пелитовую фазу, легко удаляемую из скважины при освоении. При взаимодействии порошкообразных реагентов с кольматирующими образованиями не происходит вторичного выпадения твердой фазы и образования коллоидальных систем.
Аналогом изобретения является способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов (Патент РФ 2272903, опубликованный 27.03.2006). В аналоге описан способ реагентной обработки скважины, который включает закачку в пласт технологического раствора, содержащего соль сильной кислоты, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, выдержку его в пласте на реакцию с последующим удалением из пласта, при этом, технологический раствор содержит в качестве соли сильной кислоты кислый фторид аммония и дополнительно гидроксид калия при следующем соотношении компонентов, мас. %:
кислый фторид аммония - 10-20;
гидроксид калия - 6-8;
ПАВ - 0,2-1,5;
вода - остальное,
а выдержку технологического раствора в пласте осуществляют в течение 6-20 ч.
Признаки аналога, совпадающие с признаками изобретения: «… закачку в пласт технологического раствора, выдержку его во времени в пласте с последующим удалением из пласта… ПАВ, вода».
Недостатком аналога является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.
3
3
3
3
3
3
3
Также аналогом изобретения является способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах (Патент РФ 2642738, опубликованный 25.01.2018). Аналог включает следующие последовательные стадии обработки призабойной зоны нагнетательной скважины: солянокислотную обработку кислотной композицией объемом 0,5-1 м/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором поверхностно-активного вещества объемом 2-3 м/м; глинокислотную обработку глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5-0,8 м/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м/м; обработку углеводородным растворителем объемом 0,5 м/м и глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5 м/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м/м. В аналоге использована кислотная композиция следующего состава, % об.:
30-%-ная соляная кислота - 50-63;
диэтиленгликоль - 6-16;
уксусная кислота - 1-3;
гидрофобизатор на основе амидов - 1-3;
ингибитор коррозии - 1,5-2;
техническая вода - остальное.
В качестве глинокислотной композиции используют композицию следующего состава, % об.:
30-процентная соляная кислота - 48-60;
плавиковая кислота - 1-4;
диэтиленгликоль- 6-16;
уксусная кислота - 1-3;
гидрофобизатор на основе амидов - 1-3;
ингибитор коррозии - 1,5-2;
техническая вода - остальное.
Признаки аналога, совпадающие с признаками изобретения: «… кислотная, ПАВ, вода».
Недостатком аналога является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.
Известен способ химической обработки водяного колодца, опубликованный 10.10.1997 в патенте РФ 2092683. В способе используют реагент, в состав которого входит, мас. %:
2
2
7
пиросульфат натрия NaSO - 22-25;
2
4
4
6
кислый тарат натрия NaCHO (ПАВ) - 1-8;
2
6
2
метилмочевина CHNO - 0.01-0.1;
вода - остальное.
Признаки, указанного способа, совпадающие с признаками изобретения: «… реагент, ПАВ, вода».
Недостатком способа является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.
Известен способ удаления кольматирующих образований из углеводородсодержащих пластов, описанный в патенте РФ 2360941, опубликованном 2009.07.09. Способ реализуется посредством применения состава для разрушения органофильных глинистых образований в призабойной зоне пласта. Состав содержит следующие реагенты: метанол, уксусную кислоту, воду и 4,4-диметил-1,3-диоксан при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 4-6;
3
уксусная кислота СНСООН - 8-10;
3
метанол СНОН - 4-10;
вода - остальное.
Признаки этого способа, совпадающие с признаками изобретения: «… реагенты, кислота, вода …».
Недостатком способа является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.
В Авторском свидетельстве СССР №911939, опубликованном 10.04.2000, описан раствор для обработки призабойной зоны пласта. Раствор содержит кремнефтористоводородную кислоту, воду и с целью повышения эффективности обработки карбонатных и терригенно-карбонатных пород путем предотвращения выпадения в осадок фторидов кальция и магния, в раствор вводят шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия при следующем соотношении компонентов, мас. %:
кремнефтористоводородная кислота - 5-45:
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0,04-0,35;
вода - Остальное.
Признаки раствора, совпадающие с признаками изобретения: «… раствор, кислота, вода».
Недостатком, применяемого раствора, является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.
Прототипом изобретения является способ реагентной обработки скважины (Патент РФ 2042803, опубликованный 27.08.1995). Способ реагентной обработки скважины включает последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, выдержку технологических растворов во времени в пласте и удаление продуктов реакции из пласта.
Для приготовления растворов с щелочной реакцией использовали аммоний бикарбонат 8%-ной концентрации, калий бикарбонат 7%-ной концентрации, а для приготовления растворов с кислой реакцией использовали натрий бисульфат 10%-ной концентрации и натрий пиросульфат 10%-ной концентрации.
В способе-прототипе предусмотрено два альтернативных варианта закачки в пласт технологических растворов кислотного и щелочного действия (растворов кислотной и щелочной реакции).
В первом варианте: в пласт подают растворы реагентов в следующей последовательности: первоначально в пласт подают раствор реагентов со щелочной (рН>8) реакцией среды, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4-8 ч), затем в пласт подают раствор с реакцией среды, близкой к нейтральной (рН=7), после чего скважину выдерживают в течение не менее 2 ч (предпочтительно на 2-4 ч), затем в пласт подают раствор реагентов с кислотной (рН=1) реакцией среды, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4-8 ч).
Во втором варианте: в пласт подают растворы реагентов в следующей последовательности: первоначально в пласт подают раствор реагентов с кислотной (рН=1) реакцией среды, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4-8 ч), затем в пласт подают раствор с реакцией среды, близкой к нейтральной (рН=7), после чего скважину выдерживают в течение не менее 2 ч (предпочтительно на 2-4 ч), затем в пласт подают раствор реагентов с щелочной (рН>8) реакцией среды, после чего скважину оставляют на реакцию в течение не менее 4 ч (предпочтительно на 4-8 ч).
Признаки прототипа, совпадающие с признаками изобретения: «Способ реагентной обработки скважины, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, выдержку технологических растворов во времени в пласте и удаление продуктов реакции из пласта».
Недостатком прототипа является низкая эффективность удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины.
Раскрытие сущности изобретения.
Целью изобретения является повышение эффективности удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины и освоения скважины в целом.
Цель изобретения достигается тем, что способ реагентной обработки скважины включает последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, выдержку технологических растворов во времени в пласте и удаление продуктов реакции из пласта, и от прототипа отличается тем, что
3
перед закачкой в пласт технологических растворов, осуществляют глушение ствола скважины калийсодержащей жидкостью, при этом, объем калийсодержащей жидкости составляет 2 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта;
3
затем в пласт закачивают технологический раствор кислотного действия с рН=0.98-1.5, выдерживают указанный раствор в пласте в течение 1.5 часа, при этом, объем технологического раствора кислотного действия составляет 1 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта;
3
затем в пласт закачивают буферный раствор, при этом, объем буферного раствора составляет 2 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта;
3
сразу же после закачки в пласт буферного раствора, в пласт закачивают технологический раствор щелочного действия с рН=8.85-9.5, выдерживают указанный раствор в пласте в течение 1.5 часа, при этом объем технологического раствора щелочного действия составляет 1 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта;
после чего осуществляют освоение скважины газообразным азотом;
при этом, указанная выше, калий содержащая жидкость для глушения скважины содержит, мас. %:
2
3
калия карбонат KCO -  5%;
вода -  остальное;
указанный выше, технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:
4
бисульфат натрия NaHSO -  3.0-8.0;
3
бромноватокислый калий KBrO -  2.5-6.5;
анионактивное поверхностно активное вещество -  0.3;
вода для технологического раствора кислотного действия - остальное,
и воду для технологического раствора кислотного действия перед приготовлением технологического раствора кислотного действия насыщают протонами в анодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного +650 мВ (плюс 650 милливольт);
указанный выше, буферный раствор содержит, мас. %:
неионогенное поверхностно активное вещество -  0.1;
вода - остальное;
указанный выше, технологический раствор щелочного действия содержит, мас. %:
3
бикарбонат натрия NaHCO - 2.0-5.0;
гидроксид натрия NaOH - 2.0-4.0;
катионактивное поверхностно активное вещество - 0.3%;
вода для технологического раствора щелочного действия - остальное,
и воду для технологического раствора щелочного действия перед приготовлением технологического раствора щелочного действия насыщают свободными электронами в катодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного -550 мВ (минус 550 милливольт);
12
25
4
3
2
2
+
-
при этом, в качестве анионактивного поверхностно активного вещества используют натриевую соль лаурилсерной кислоты CHSONa, в качестве катионактивного поверхностно активного вещества используют диметилдиалкиламмоний хлорид [(CH)-N-(R)] Cl где R=C18-C22, а в качестве неионогенного поверхностно активного вещества используют ОП-4.
4
3
3
Ингредиенты технологических растворов NaHSO, KBrO, NaHCO, NaOH являются основными ингредиентами.
2
2
7
В частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит бихромат калия KCrO в концентрации 0.1-3.0 мас. %.
2
2
8
В частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит пероксодисульфат калия KSO в концентрации 0.3-4.5 мас. %.
4
2
2
8
В частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит пероксодисульфат аммония (NH)SO в концентрации 0.5-6.0 мас. %.
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидроксид калия КОН в концентрации 0.5-2.0 мас. %.
3
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидрокарбонат калия КНСО в концентрации 0.5-3.5 мас. %.
4
3
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидрокарбонат аммония NHHCO в концентрации 0.5-3.0 мас. %.
Техническим результатом изобретения является существенное увеличение процента удаленных кольматирующих образований при реагентной обработке скважины, включающей последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, за счет подбора ингредиентов кислотного и щелочного действия и использования воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия насыщенной соответственно протонами и электронами.
Другим техническим результатом является сокращение процентного содержания реагентов кислотного и щелочного действия для эффективной реагентной обработки скважины.
Экспериментально подтверждено, что насыщение воды, используемой для приготовления технологического раствора кислотного действия, протонами приводит к увеличению процента удаленных кольматирующих образований при реагентной обработке скважины. При этом, необходимо, чтобы вода, используемая для приготовления технологического раствора щелочного действия, была насыщена электронами.
При разработке материалов изобретения были подобраны оптимальный ингредиентный состав технологических растворов, а также уровень насыщения воды для этих растворов протонами и электронами. При этом, установлено, что время эффективной реагентной обработке скважины сокращается, что также может быть техническим результатом изобретения.
Осуществление изобретения.
0,33
2
4
10
2
2
4
4
10
8
В процессе бурения скважин происходит интенсивное поглощение поровым пространством прискважинной зоны коллоидно-дисперсных частиц, находящихся в промывочной жидкости, что и является причиной кольматации порового пространства прискважинной зоны, приводящей к снижению продуктивности скважин. Состав глинистых кольматирующих образований определяется, как составом собственно промывочной жидкости, так и составом образующегося при бурении естественного глинистого раствора. Обогащение промывочной жидкости кольматирующими частицами происходит при наличии не только в кровле продуктивных пластов толщи глин, но и при наличии в разрезе пласта глинистых пропластков. Минералогический состав такого рода глинистых кольматирующих образований в основном представлен крупными монтмориллонитовыми ((Na,Ca)(Al,Mg)(SiO)(OH)⋅nHO), каолинитовыми (Al[SiO](OH)) группами глин (глинистых минералов) и их сочетаниями.
В лабораторных исследованиях технологических растворов использовали монтмориллонитовую глину Махарадзевского месторождения, каолинитовую глину Глуховецкого месторождения и глину смешанного состава (монтмориллонит и каолинит). Глина смешанного состава выделена из промывочной жидкости в конце бурения скважины в Широтном Приобье.
Экспериментальная оценка реагентного воздействия на образцы глинистых кольматирующих образований производилась на фильтрационной модели, представленной стеклянными пористыми фильтрами №1 (диаметр пор 90-150 мкм).
В ходе экспериментов гравиметричесим методом оценивали эффективность воздействия технологических растворов на глинистые кольматирующие образования, полученные при фильтрации глинистого раствора через стеклянные пористые фильтры. При гравиметрических исследованиях осадок отбирали с поверхности фильтра, его высушивали до постоянного веса при температуре 100°С, обрабатывали каждым технологическим раствором в течение 1 часа и после обработки промывали, сушили до постоянного веса при температуре 100°С, далее навеску прокаливали при температуре 950°С. Прокаленный осадок взвешивали и определяли долю веществ, удаленных реагентной обработкой.
Опыт, накопленный в нефтедобывающей отрасли страны по реагентной обработке скважин и экспериментальным исследованиям воздействия реагентов на кольматирующие образования, позволяет применить результаты, полученные в ходе экспериментов гравиметричесим методом на реальную реагентную обработку скважины.
Экспериментальная оценка реагентного воздействия растворов кислотного и щелочного действия показала полную их идентичность действия по отношению к монтмориллонитовым, каолинитовым и смешанным группам глин. В таблицах 11-19 представлены результаты воздействия технологических растворов на кольматирующие образования смешанной группы глин. Аналогичные результаты получены и для монтмориллонитовых и каолинитовых глин.
В прототипе для разрушения каолинитовых кольматирующих образований и их смесей с глинами другого минералогического состава первоначально в пласт подают раствор с щелочной реакцией среды (щелочной раствор), а затем подают раствор с кислотной реакцией среды (кислотный раствор).
Для разрушения монтмориллонитовых кольматирующих образований и их смесей с глинами другого минералогического состава первоначально в пласт подают раствор с кислой реакцией среды, а затем подают раствор с щелочной реакцией среды.
Указанные выше последовательности применения кислотных и щелочных растворов обеспечивают максимальную эффективность реагентного воздействия прототипа на кольматирующие образования.
Если, при использовании прототипа, изменить последовательность применения растворов с кислотной и щелочной реакцией для каолинитовых и монтмориллонитовых кольматирующих образований, то эффективность их воздействия на кольматирующие образования снизится на 10-13%.
В заявленном изобретении установлена единая последовательность применения кислотных и щелочных растворов в независимости от того, монтмориллонитовые, или каолинитовые, или смешанные кольматирующие образования располагаются в поровом пространстве прискважинной зоны.
Единая последовательность применения растворов с кислотной и щелочной реакцией вне зависимости от состава кольматирующих образований в изобретении обеспечивается подбором ингредиентов для калийсодержащей жидкости для глушения скважины, для технологического раствора кислотного и щелочного действия, для буферного раствора, а также насыщением воды для технологических растворов протонами и свободными электронами.
В связи с вышесказанным, дополнительным техническим результатом изобретения является универсальность заявленного способа не зависимо от состава и типа кольматирующих образований.
Заявленный в изобретении способ реагентной обработки скважины осуществляют следующим образом:
2
3
1. Сначала глушат скважину, посредством закачки в пласт калийсодержащей жидкости. Для приготовления калийсодержащей жидкости используют калий карбонат КСО (Веселков С.Н. Глушение скважин калийсодержащими жидкостями, 15 марта 2018, http://veselkov.me/in/neftedobyicha/glushenie-skvazhin-kalijsoderzhashhimi-zhidkostyami.html). При необходимости увеличить плотность жидкости, дополнительно используют калий хлорид КСl.
Применение калий карбоната позволяет увеличить проницаемость глинистых песчаников за счет высокой активности ионов калия. При ионообмене с глинистыми минералами калий карбонат обеспечивает уменьшение толщины гидратных оболочек и тем самым способствует повышению пористости и увеличению проницаемости заглинизированных песчаников. Введение его в состав жидкости для глушения скважины способствует уменьшению толщины гидратных оболочек.
Калий содержащая жидкость для глушения скважины содержит, мас. %:
2
3
калия карбонат KCO - 5%;
вода - остальное.
3
Объем калийсодержащей жидкости составляет 2 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.
При необходимости увеличить плотность жидкости в нее добавляют КСl в концентрации 0.01-1.0 мас. %. Концентрацию более 1.0 мас. % использовать не целесообразно.
С целью повышения текучести калийсодержащей жидкости, воду для ее приготовления насыщают свободными электронами в катодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного -550 мВ.
3
Применение воды с ОВП = -550 мВ позволит уменьшить объем калийсодержащей жидкости до 1.8-1.9 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.
Увеличение концентрации калий карбоната в жидкости свыше 5% не приводит к увеличению эффективности глушения скважины.
3
2. Затем в пласт закачивают технологический раствор кислотного действия с рН=0.98-1.5, выдерживают указанный раствор в пласте в течение 1.5 часа. Объем технологического раствора кислотного действия составляет 1 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.
Указанный технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:
4
бисульфат натрия NaHSO - 3.0-8.0;
3
бромноватокислый калий KBrO - 2.5-6.5;
анионактивное поверхностно активное вещество - 0.3;
вода для технологического раствора кислотного действия - остальное.
+
Воду для технологического раствора кислотного действия перед приготовлением технологического раствора кислотного действия насыщают протонами Н в анодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного +650 мВ.
Процентное содержание ингредиентов в технологическом растворе подобрано экспериментальным путем. Результаты экспериментальных исследований представлены ниже.
Изменение водородного показателя рН в сторону уменьшения от значения 0.98 не приводит к росту эффективности действия технологического раствора и в целом способа реагентной обработки скважины.
В исследованиях водородный показатель рН технологических растворов кислотного действия был в диапазоне от 0.98 до 1.5. Изменение рН в этом диапазоне не влияло на эффективность воздействия раствора на кольматирующие глинистые образования.
3
Объем технологического раствора кислотного действия, величиной 1 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта - является оптимальным объемом раствора, проверенным на практике реагентной обработки скважин.
2
2
7
В частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит бихромат калия KCrO в концентрации 0.1-3.0 мас. %.
2
2
8
В другом частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит пероксодисульфат калия KSO в концентрации 0.3-4.5 мас. %.
4
2
2
8
Также в частном случае реализации изобретения технологический раствор кислотного действия дополнительно содержит пероксодисульфат аммония (NH)SO в концентрации 0.5-6.0 мас. %.
Ингредиентный состав вариантов технологических растворов и их эффективность применения приведены ниже в таблицах.
12
25
4
В качестве анионактивного поверхностно активного вещества используют натриевую соль лаурилсерной кислоты CHSONa в концентрации 0.3 мас. %. С повышением концентрации этого ПАВ с 0.3 до 0.5 мас.% эффективность работы технологического раствора кислотного действия не меняется.
Экспериментально оценена возможность применения других ПАВ. Так для технологического раствора кислотного действия может быть применено ПАВ лауретсульфат натрия, лаурилсаркозинат натрия и другие анионактивного поверхностно активного вещества.
12
25
4
Эффект от применения лауретсульфат натрия в качестве ПАВ практически равен эффекту от применения CHSONa.
12
25
4
Эффект от применения лаурилсаркозинат натрия в качестве ПАВ также практически равен эффекту от применения CHSONa.
Так, при применении в качестве анионактивного поверхностно активного вещества лауретсульфат натрия технологический раствор кислотного действия будет содержать лауретсульфат натрия в концентрации 0.6 мас.%.
При применении в качестве анионактивного поверхностно активного вещества лаурилсаркозинат натрия технологический раствор кислотного действия будет содержать лаурилсаркозинат натрия в концентрации 0.6 мас.%.
Возможно применение сложного ПАВ.
Тогда ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас.%:
4
бисульфат натрия NaHSO -  3.0-8.0;
3
бромноватокислый калий KBrO - 2.5-6.5;
натриевую соль лаурилсерной кислоты - 0.2;
лауретсульфат натрия - 0.2;
вода - остальное.
Или ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:
4
бисульфат натрия NaHSO - 3.0-8.0;
3
бромноватокислый калий KBrO - 2.5-6.5;
натриевую соль лаурилсерной кислоты - 0.2;
лаурилсаркозинат натрия - 0.2;
вода - остальное.
Или ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:
4
бисульфат натрия NaHSO - 3.0-8.0;
3
бромноватокислый калий KBrO - 2.5-6.5;
лауретсульфат натрия - 0.3;
лаурилсаркозинат натрия - 0.3;
вода - остальное.
Кроме вышеуказанных ПАВ для технологического раствора кислотного действия можно использовать такие известные ПАВ, как сульфанол и ДС-РАС.
При применении в качестве анионактивного поверхностно активного вещества сульфанол технологический раствор кислотного действия будет содержать сульфанол в концентрации 0.6 мас. %.
При применении в качестве анионактивного поверхностно активного вещества ДС-РАС технологический раствор кислотного действия будет содержать ДС-РАС в концентрации 0.6 мас. %.
В частном случае реализации изобретения ПАВ сульфанол и ДС-РАС могут быть дополнительно введены в технологический раствор кислотного действия. Тогда ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:
4
бисульфат натрия NaHSO - 3.0-8.0;
3
бромноватокислый калий KBrO - 2.5-6.5;
натриевую соль лаурилсерной кислоты - 0.2;
сульфанол - 0.2;
ДС-РАС - 0.2;
вода - остальное.
В другом частном случае реализации изобретения ПАВ сульфанол и ДС-РАС также могут быть дополнительно введены в технологический раствор кислотного действия. Тогда ингредиентный состав технологического раствора кислотного действия может быть записан следующим образом:
технологический раствор кислотного действия содержит, мас. %:
4
бисульфат натрия NaHSO - 3.0-8.0;
3
бромноватокислый калий KBrO - 2.5-6.5;
натриевую соль лаурилсерной кислоты - 0.2;
лауретсульфат натрия - 0.05;
лаурилсаркозинат натрия - 0.05;
сульфанол - 0.05;
ДС-РАС - 0.05;
вода - остальное.
Экспериментально установлено, что применение всех вышеперечисленных ПАВ и их комбинаций по своей эффективности идентичны натриевой соли лаурилсерной кислоты с концентрацией 0.3 мас. %. Все перечисленные ПАВ хорошо работают с водой, насыщенной протонами до ОВП = +650 мВ.
4
3
2
2
7
2
2
8
4
2
2
8
Выше описанные ПАВ применяются при любой комбинации основных ингредиентов (NaHSO, KBrO, KCrO, KSO, (NH)SO) технологического раствора.
+
Для экспериментов воду для технологического раствора кислотного действия насыщали протонами Н в анодной зоне лабораторного электролизера. В качестве лабораторного электролизера использовали электролизер Ива-2.
3
3
Для работы на скважине изготовлен электролизер с объемом анодной зоны 0.2 м и объемом катодной зоны объемом 0.25 м.
3
3. Затем в пласт закачивают буферный раствор, при этом, объем буферного раствора составляет 2 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.
Буферный раствор содержит, мас. %:
неионогенное поверхностно активное вещество - 0.1;
вода - остальное;
3
3
Объем буферного раствора составляет 2 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта, что в 2 раза больше, чем объемы технологических растворов. Это сделано для повышения надежности разделения технологического раствора кислотного действия и технологического раствора щелочного действия. Опыт реагентной обработки скважин показал, что увеличивать объем буферного раствора, например, до 3 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта не целесообразно. Эффективность реагентной обработки при этом не увеличивается.
В качестве неионогенного поверхностно активного вещества используют широко известные ПАВ: ОП-4, или ОП-7, или ОП-10, или ОП-20, или ОП-45. Предпочтительно - ОП-4.
Возможно применение комбинации этих ПАВ.
Тогда в частном случае реализации изобретения, ингредиентный состав буферного раствора может быть описан следующим образом:
Буферный раствор содержит, мас. %:
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-4 - 0.05;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-7 - 0.05;
вода - остальное.
Или буферный раствор содержит, мас. %:
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-10 - 0.05;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-20 - 0.05;
вода - остальное.
Или буферный раствор содержит, мас. %:
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-4 - 0.02;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-7 - 0.02;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-10 - 0.02;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-20 - 0.02;
неионогенное поверхностно активное вещество ОП-45 - 0.02;
вода - остальное.
В качестве воды может использоваться техническая вода, применяемая на скважине. В этом случае, при реализации способа реагентной обработки скважины целесообразно проверить ПАВ на максимальную совместимость с применяемой технологической водой. Проверку осуществляют следующим образом. Смешивают воду 99.9% и ПАВ 0.1%, выдерживают в течение 2-3 часов. Используют тот ПАВ, который вызвал меньшее помутнение воды.
При использовании для буферного раствора питьевой воды или воды из артезианской скважины, проверку на максимальную совместимость воды и ПАВ не проводят.
3
4. Сразу же после закачки в пласт буферного раствора, в пласт закачивают технологический раствор щелочного действия с рН=8.85-9.5, выдерживают указанный раствор в пласте в течение 1.5 часа, при этом объем технологического раствора щелочного действия составляет 1 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта.
Указанный технологический раствор щелочного действия содержит, мас. %:
3
бикарбонат натрия NaHCO - 2.0-5.0;
гидроксид натрия NaOH - 2.0-4.0;
катионактивное поверхностно активное вещество - 0.3%;
вода для технологического раствора щелочного действия - остальное.
-
Воду для технологического раствора кислотного действия перед приготовлением технологического раствора щелочного действия насыщают свободными электронами (а именно гидроксильными группами ОН) в катодной зоне электролизера до окислительно-восстановительного потенциала, равного -550 мВ.
Процентное содержание ингредиентов в технологическом растворе подобрано экспериментальным путем. Результаты экспериментальных исследований представлены ниже.
Изменение водородного показателя рН в сторону увеличения от значения 9.5 не приводит к росту эффективности действия технологического раствора и в целом способа реагентной обработки скважины.
В исследованиях водородный показатель рН технологических растворов щелочного действия был в диапазоне от 8.85 до 9.5. Изменение рН в этом диапазоне не влияло на эффективность воздействия раствора на кольматирующие глинистые образования.
3
Объем технологического раствора щелочного действия, величиной 1 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта - является оптимальным объемом раствора, проверенным на практике реагентной обработки скважин.
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидроксид калия КОН в концентрации 0.5-2.0 мас. %.
3
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит карбонат калия КНСО в концентрации 0.5-3.5 мас. %.
4
3
В частном случае реализации изобретения технологический раствор щелочного действия дополнительно содержит гидрокарбонат аммония NHHCO в концентрации 0.5-3.0 мас. %.
Ингредиентный состав вариантов технологических растворов и их эффективность применения приведены ниже в таблицах.
3
2
2
+
-
В качестве катионактивного поверхностно активного вещества используют диметилдиалкиламмоний хлорид [(CH)-N-(R)] Cl где R=C18-C22 в концентрации 0.3 мас. %. С повышение концентрации этого ПАВ с 0.3 до 0.5 мас. % эффективность работы технологического раствора щелочного действия не меняется.
Экспериментально оценена возможность применения других ПАВ. Так для технологического раствора щелочного действия может быть применены ПАВ:
3
3
+
-
олеилтриметиламмоний хлорид [(CH)-N-R] Cl, где R=C16-C20;
3
2
18
17
2
+
-
диоктадецилдиметиламмоний хлорид [(CH)-N-(CH)] Cl;
3
2
10
21
+
-
дидецилдиметиламмоний бромид [(CH)-N-(CH)2] Br.
3
3
3
3
+
-
+
-
Так, при применении в качестве ПАВ [(CH)-N-R] Cl, где R=C16-C20 технологический раствор щелочного действия будет содержать [(CH)-N-R] Cl, где R=C16-C20 в концентрации 0.3 мас.%.
3
2
18
17
2
3
2
18
17
2
+
-
+
-
При применении в качестве ПАВ [(CH)-N-(CH)] Cl технологический раствор щелочного действия будет содержать [(CH)-N-(CH)] Cl в концентрации 0.6 мас. %.
3
2
10
21
2
3
2
3
2
10
21
2
+
-
+
-
При применении в качестве ПАВ [(CH)-N-(CH)] Br технологический раствор щелочного действия будет содержать [(СН)-N[(CH)-N-(CH)] Br в концентрации 0.6 мас. %.
Возможно применение сложного ПАВ.
Тогда ингредиентный состав технологического раствора щелочного действия может быть записан следующим образом:
технологический раствор щелочного действия содержит, мас.%:
3
бикарбонат натрия NaHCO - 2.0-5.0;
гидроксид натрия NaOH - 2.0-4.0;
диметилдиалкиламмоний хлорид - 0.15;
олеилтриметиламмоний хлорид - 0.15;
вода для технологического раствора щелочного действия - остальное.
Или ингредиентный состав технологического раствора щелочного действия может быть записан следующим образом:
технологический раствор щелочного действия содержит, мас.%:
3
гидробикарбонат натрия NaHCO - 2.0-5.0;
гидроксид натрия NaOH - 2.0-4.0;
диметилдиалкиламмоний хлорид - 0.075;
олеилтриметиламмоний хлорид - 0.075;
диоктадецилдиметиламмоний хлорид - 0.15;
дидецилдиметиламмоний бромид - 0.15;
вода для технологического раствора щелочного действия - остальное.
Экспериментально установлено, что применение всех вышеперечисленных ПАВ и их комбинаций по своей эффективности идентичны ПАВ диметилдиалкиламмоний хлорид с концентрацией 0.3 мас.%. Все перечисленные ПАВ хорошо работают с водой, насыщенной свободными электронами до ОВП = -550 мВ.
3
3
4
3
Выше описанные ПАВ применяются при любой комбинации основных ингредиентов (NaHCO, NaOH, КОН, КНСО, NHHCO) технологического раствора.
3
3
Для экспериментов воду для технологического раствора щелочного действия насыщали свободными электронами в катодной зоне лабораторного электролизера. В качестве лабораторного электролизера использовали электролизер Ива-2. Для работы на скважине изготовлен электролизер с объемом анодной зоны 0.2 м и объемом катодной зоны объемом 0.25 м.
5. После чего осуществляют освоение скважины газообразным азотом. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса освоения в широких пределах расходов и давлений (см. статью Общие характеристики освоения скважин азотом. https://studwood.ru/1208391/geografiya/spetsialnaya_chast).
2
3
3
Натурные испытания по реагентной обработке скважин показали важность, для достижения, указанных выше технических результатов, проведения действий, связанных, с глушением скважины калийсодержащей жидкостью. А именно, жидкостью с 5% KCO. Также важно, чтобы объем калийсодержащей жидкости составлял 2 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта, не менее. Меньший объем жидкости не выполнит задачу эффективного глушения, больший - не повысит эффективность.
Не выполнение вышеуказанных требований к глушению скважины может привести к кольматации порового пространства продуктивного пласта.
При реализации заявленного изобретения, признаки: «… выдерживают технологический раствор кислотного действия в пласте в течение 1.5 часа» и «… выдерживают технологический раствор щелочного действия в пласте в течение 1.5 часа» требуется строго выполнять.
У прототипа выдержку каждого из растворов (щелочного и кислотного) на реакцию осуществляют в течение 4-8 часов. В заявленном изобретении выдержку растворов кислотного и щелочного действия снизили до 1.5 часа за счет использования воды, соответственно с ОВП = +650 мВ и ОВП = -550 мВ, и подбора ингредиентов для растворов.
3
3
3
Признаки: «… объем технологического раствора кислотного действия составляет 1 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта» и «… объем технологического раствора щелочного действия составляет 1 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта» обоснованы в ходе натурных испытаний заявленного способа на скважинах. Увеличение объемов свыше 1 м на 1 погонный метр перфорированной толщины пласта, не приводит к росту эффективности реагентной обработки скважины.
В ходе разработки изобретения были проведены эксперименты по насыщению воды для технологического раствора кислотного действия углекислым газом.
2
2
2
В технологической воде, которая используется на скважинах, концентрация СО составляет величину от 5 до 10 мг/л. В ряде натурных экспериментов по отработке способа реагентной обработки скважины, воду для технологического раствора кислотного действия, после насыщения воды протонами, насыщали СО до концентрации 50 мг/л. Эксперименты проводили с целью повысить эффективность воздействия раствора кислотного действия на кольматирующие глинистые образования. Установлено, что наличие СО в воде может повысить эффективность до 3%.
2
Насыщение воды СО осуществляли в кавитационном диспергаторе конструкции профессора Кормилицына В.И. (Московский Энергетический Институт - технический университет).
В диспергатор подавали воду и углекислый газ из баллона. Вода, проходя через кавитационный диспергатор, насыщалась углекислым газом. Конструкция кавитационного диспергатора описана в патенте РФ 2239491, опубликованном: 10.11.2004.
Используемый в изобретении признак «… сразу же после закачки в пласт буферного раствора …» означает, что выдержки по времени между закачкой буферного раствора и раствора щелочного действия нет. Переключение кранов арматуры осуществляют по времени в течение 1-5 минут.
Для оценки эффективности воздействия технологических растворов на глинистые кольматирующие образования были приготовлены растворы (см. таблицы 1-10).
4
4
2
2
8
3
3
4
3
3
2
2
7
2
2
8
В таблице 1 представлен ингредиентный и количественный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия прототипа для реагентной обработки скважин. В таблице 1 представлены комбинации растворов кислотного и щелочного действия с №1-5. Из таблицы видно, какие ингредиенты используются в прототипе и заявленном изобретении (NaHSO, (NH)SO, NaHCO, КНСО, NHHCO, ПАВ), а какие в прототипе не используются (KBrO, KCrO, KSO, NaOH, КОН, %).
В таблицах 2-5 представлен ингредиентный и количественный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия для реагентной обработки скважин, заявленных в изобретении. В таблицах представлены комбинации растворов кислотного и щелочного действия с №6-25.
4
В таблице 6 представлен ингредиентный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия для реагентной обработки скважин, заявленных в изобретении, а также исследовательских растворов. В таблице представлены комбинации растворов кислотного и щелочного действия с №26 и 27. Растворы 28 и 29 содержат только технологический раствор кислотного действия с NaHSO и ПАВ.
3
Растворы 30 и 31 содержат только технологический раствор щелочного действия с NaHCO и ПАВ.
В таблицах 7-10 представлен ингредиентный и количественный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия для реагентной обработки скважин, заявленных в изобретении. В таблицах представлены комбинации растворов кислотного и щелочного действия с №32-55. Эти растворы являются частными вариантами реализации заявленного в изобретении способа.
Экспериментальная оценка реагентного воздействия технологических растворов кислотного и щелочного действия прототипа на образцы кольматирующих образований на фильтрационной модели представлена в таблице 11. Время воздействия каждого технологического раствора на образцы кольматирующих образований составляло 1 час.
Окислительно восстановительный потенциал воды в диапазоне от +100 до +200 мВ является потенциалом пластовой воды на месторождениях. Ингредиентный состав растворов прототипа представлен в таблице 1.
4
3
Анализ таблицы 11 и таблицы 1 показывает, что увеличение концентрации NaHSO с 5% до 12% в технологическом растворе кислотного действия, а также использование технологического раствора щелочного действия с ингредиентом NaHCO в количестве 10%, повышает эффективность комбинации растворов с 16% до 20.8% (комбинация растворов №3). Под эффективностью действия комбинации растворов понимают зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований по отношению к их первоначальной массе.
Таблица 11 показывает потенциальные возможности использования прототипа.
Экспериментальная оценка реагентного воздействия, заявленных в изобретении технологических растворов, на образцы кольматирующих образований на фильтрационной модели представлена в таблицах 12-19. Время воздействия каждого технологического раствора на образцы кольматирующих образований составляло 1 час.
В таблице 12 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия №№6-11.
В таблице в крайнем левом столбце показано изменение ОВП воды (в мВ) для технологического раствора кислотного действия (слева от дроби) и технологического раствора щелочного действия (справа от дроби). ОВП воды для технологического раствора кислотного действия изменялся с величины +200 мВ до величины +750 мВ. ОВП воды для технологического раствора щелочного действия изменялся с величины +200 мВ до величины -700 мВ.
Анализ таблицы показывает, что с изменением ОВП воды (с +200 до +650 мВ) для технологического раствора кислотного действия и с изменением ОВП воды (с +200 до -550 мВ) для технологического раствора щелочного действия, эффективность реагентного воздействия растет.
Так, для раствора №6 эффективность увеличивается в 1.99 раза.
Для раствора №7 эффективность увеличивается в 1.97 раза.
Для раствора №8 эффективность увеличивается в 1.99 раза.
Для раствора №9 эффективность увеличивается в 1.98 раза.
Для раствора №10 эффективность увеличивается в 1.99 раза.
Для раствора №11 эффективность увеличивается в 1.99 раза.
По сравнению с растворами прототипа, эффективность заявленных растворов (№№6-11) выше в 2.3-2.4 раза.
В таблице 13 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия №№12-13.
4
3
3
Данные комбинации растворов характеризуются увеличением в них количества NaHSO до 12%, KBrO до 15%, NaHCO до 12%, NaOH до 10%.
Из таблицы видно, что увеличение количества основных ингредиентов приводит к росту эффективности в 1.01-1.09 раза. При этом существенно растут затраты на производство технологических растворов. В связи с этим, автором было принято решение ограничить количественный состав основных ингредиентов технологических растворов уровнем, заявленным в формуле изобретения.
В таблице 14 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия №№16-21.
2
2
7
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №16 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом KCrO - 0.1%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КОН - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №16 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.10 раза.
2
2
7
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №17 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом KCrO - 3.0%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КОН - 2.0%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №17 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.29 раза.
2
2
8
3
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №18 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом KSO - 0.3%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КНСО - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №18 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.14 раза.
2
2
8
3
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №19 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом KSO - 4.5%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КНСО - 3.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №19 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.34 раза.
4
2
2
8
4
3
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №20 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом (NH)SO - 0.5%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом NHHCO - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №20 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.14 раза.
4
2
2
8
4
3
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №21 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом (NH)SO - 6.0%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом NHHCO - 3.0%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №21 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №6 (при ОВП +650 / -550) в 1.36 раза.
В таблице 15 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия №№22-27.
2
2
7
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №22 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом KCrO - 0.1%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КОН - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №22 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов 11 (при ОВП +650 / -550) в 1.10 раза.
2
2
7
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №23 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом KCrO - 3.0%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КОН - 2.0%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №23 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.3 раза.
2
2
8
3
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №24 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом KSO - 0.3%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КНСО - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №24 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.15 раза.
2
2
8
3
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №25 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом KSO - 4.5%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом КНСО - 3.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №25 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.35 раза.
4
2
2
8
4
3
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №26 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом (NH)SO - 0.5%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом NHHCO - 0.5%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №26 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.15 раза.
4
2
2
8
4
3
Комбинация растворов кислотного и щелочного действия №27 характеризуется тем, что базовый технологический раствор кислотного действия дополнен ингредиентом (NH)SO - 6.0%, а базовый технологический раствор щелочного действия дополнен ингредиентом NHHCO - 3.0%. Введение дополнительных ингредиентов позволило повысить эффективность комбинации растворов №27 (при ОВП +650 / -550) по отношению к комбинации растворов №11 (при ОВП +650 / -550) в 1.38 раза.
Анализ таблиц 14 и 15 показывает, что введение дополнительных ингредиентов в растворы кислотного и щелочного действия позволяет повысить эффективность воздействия растворов на кольматирующие глинистые образования. Однако, это усложняет и удорожает изготовление растворов. Поэтому, автором принято решение описать комбинации растворов №№16-27, как частные варианты реализации заявленного изобретения.
В таблице 16 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологических растворов кислотного действия (№ растворов 28 и 29) и для технологических растворов щелочного действия (№ растворов 30 и 31).
4
Растворы №№28 и 29 характеризуются тем, что состоят из NaHSO (10 и 15%), ПАВ (0.3%) и воды (остальное).
Анализ таблицы 16 показывает, что по сравнению с комбинацией растворов №27 (при ОВП +650 / -550) эффективность воздействия раствора №28 (при ОВП +650) на кольматирующие глинистые образования в 3 раза ниже. А эффективность воздействия раствора №29 (при ОВП +650) на кольматирующие глинистые образования в 2.74 раза ниже.
3
В таблице 16 также представлены растворы щелочного действия №№30 и 31. Растворы №№30 и 31 характеризуются тем, что состоят из NaHCO (10 и 15%), ПАВ (0.3%) и воды (остальное).
Анализ таблицы 16 показывает, что по сравнению с комбинацией растворов №27 (при ОВП +650 / -550) эффективность воздействия раствора №30 (при ОВП -550) на кольматирующие глинистые образования в 4.1 раза ниже. А эффективность воздействия раствора №31 (при ОВП -550) на кольматирующие глинистые образования в 3.75 раза ниже.
В таблицах 7-10 представлены ингредиентный и количественный состав комбинации растворов кислотного и щелочного действия №№32-55 для реагентной обработки скважин.
2
2
7
В комбинации растворов №№32 и 33 дополнительно введен ингредиент кислотного действия KCrO.
2
2
8
В комбинации растворов №№34 и 35 дополнительно введен ингредиент кислотного действия KSO.
4
2
2
8
В комбинации растворов №№36 и 37 дополнительно введен ингредиент кислотного действия (NH)SO.
2
2
7
В комбинации растворов №№38 и 39 дополнительно введен ингредиент кислотного действия KCrO.
2
2
8
В комбинации растворов №№40 и 41 дополнительно введен ингредиент кислотного действия KSO.
4
2
2
8
В комбинации растворов №№42 и 43 дополнительно введен ингредиент кислотного действия (NH)SO.
В комбинации растворов №№44 и 45 дополнительно введен ингредиент щелочного действия КОН.
3
В комбинации растворов №№46 и 47 дополнительно введен ингредиент щелочного действия КНСО.
4
3
В комбинации растворов №№48 и 49 дополнительно введен ингредиент щелочного действия NHHCO.
В комбинации растворов №№50 и 51 дополнительно введен ингредиент щелочного действия КОН.
3
В комбинации растворов №№52 и 53 дополнительно введен ингредиент щелочного действия КНСО.
4
3
В комбинации растворов №№54 и 55 дополнительно введен ингредиент щелочного действия NHHCO.
Указанные комбинации растворов №№32-55 являются частными вариантами реализации заявленного изобретения.
Экспериментальные исследования показали, что введение дополнительных ингредиентов позволяет повысить эффективность воздействия базовых растворов на кольматирующие глинистые образования в 1.1-1.27 раза.
При разработке изобретения были проведены экспериментальные исследования по влиянию изменения ОВП воды на эффективность технологических растворов - аналогов.
В таблицах 17 и 18 представлены зависимости количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологического раствора на основе 4,4-диметил-1,3-диоксана, уксусной кислоты и метанола (аналог, патент РФ 2360941, опубликованный 2009.07.09).
В таблицах 17 и 18 представлены растворы 56-59. Растворы содержат 4,4-диметил-1,3-диоксан, уксусную кислоту, метанол и воду.
Раствор 56 содержит, мас. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 4;
3
уксусная кислота СНСООН - 8;
3
метанол СНОН - 4;
вода - остальное.
Раствор 57 содержит, мас. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 6;
3
уксусная кислота СНСООН - 10;
3
метанол СНОН - 10;
вода - остальное.
Раствор 58 содержит, мас. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 4;
3
уксусная кислота СНСООН - 10;
3
метанол СНОН - 10;
вода - остальное.
Раствор 59 содержит, мас. %:
4,4-диметил-1,3-диоксан - 6;
3
уксусная кислота СНСООН - 8;
3
метанол СНОН - 4;
вода - остальное.
Анализ таблицы 17 показывает, что изменение ОВП воды в растворах с +200 мВ до +750 мВ увеличивает эффективность воздействия растворов на кольматирующие глинистые образования в среднем в 1.5 раза.
Анализ таблицы 18 показывает, что изменение ОВП воды в растворах с +200 мВ до -700 мВ практически не изменяет эффективность воздействия растворов на кольматирующие глинистые образования. При этом, в экспериментах наблюдалось некоторое снижение эффективности растворов, использующих воду с ОВП от -550 до -700 мВ.
В процессе исследований установлено, что при существенном увеличением количества кислоты в технологическом растворе прирост эффективности от применения воды с высоким положительным значением ОВП снижается, а для некоторых технологических растворов прироста эффективности нет.
Так, в авторском свидетельстве СССР №911939, опубликованном 10.04.2000, описан раствор для обработки призабойной зоны пласта.
Раствор содержит, мас. %:
кремнефтористоводородная кислота - 5-45;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0,04-0,35;
вода - Остальное.
В таблице 19 представлена зависимость количества (в %) удаленных кольматирующих образований от величины ОВП воды для технологического раствора на основе кремнефтористоводородной кислоты и хлористого алюминия (АС СССР №911939).
В таблице 19 представлены растворы 36-39.
Раствор 36 содержит, мас. %:
кремнефтористоводородная кислота - 20;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0.35;
вода - остальное.
Раствор 37 содержит, мас. %:
кремнефтористоводородная кислота - 30;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0.35;
вода - остальное.
Раствор 38 содержит, мас. %:
кремнефтористоводородная кислота - 40;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0.35;
вода - остальное.
Раствор 39 содержит, мас. %:
кремнефтористоводородная кислота - 45;
шестиводный кристаллогидрат хлористого алюминия - 0.35;
вода - остальное.
Анализ таблицы 19 показывает, что с увеличением содержания кислоты в растворе влияние изменения ОВП воды на эффективность воздействия раствора на кольматирующие глинистые образования исчезает.
Из вышеизложенного можно сделать вывод о том, что цель изобретения достигается, обеспечивается повышение эффективности удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины и освоения скважины в целом.
Достигаются технические результаты:
обеспечивается существенное увеличение процента удаленных кольматирующих образований при реагентной обработке скважины, включающей последовательную закачку в пласт технологических растворов с противоположными значениями среды по водородному показателю рН, за счет подбора ингредиентов кислотного и щелочного действия и использования воды для технологических растворов кислотного и щелочного действия насыщенной соответственно протонами и электронами;
сокращение процентного содержания реагентов кислотного и щелочного действия для эффективной реагентной обработки скважины.
*) +100 / +100 - ОВП воды для технологического раствора кислотного действия / ОВП воды для технологического раствора щелочного действия.
**) +300 / -300 - ОВП воды для технологического раствора кислотного действия / ОВП воды для технологического раствора щелочного действия.