RU2030570C1

RU2030570C1 - Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Info

Publication number: RU2030570C1
Authority: RU
Inventors: В.А. Аннабаев; Т.-К. Хошанов; Т.-К. Кошаев
Original assignee: "Туркменгазтехнология"
Priority date: 1991-02-04
Filing date: 1991-02-04
Publication date: 1995-03-10

Abstract

В пласт закачивают смесь соляной и плавиковой кислот, которую получают путем нагнетания в него через скважину смеси бифторида аммония и поливинилхлорида с последующим термическим разложением под действием температуры пласта, причем смесь нагнетают при соотношении бифторид аммония и поливинилхлорида 1:(1,3 - 2,7). Данный способ позволяет увеличить глубину химического воздействия, предотвратить коррозию оборудования, а также предотвратить образование в призабойной зоне пласта коллоидных осадков гидроокиси железа.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам кислотной обработки пластов.

Известен способ обработки призабойной зоны терригенного пласта, включающий применение глинокислоты, представляющей собой смесь соляной и плавиковой кислот [1]. Основным недостатком известного способа является то, что при высоких температурах (свыше 100^оС) глинокислота мгновенно реагирует с породой, что значительно снижает глубину воздействия. Кроме того, хранение и транспортировка применяемой для обработки плавиковой кислоты очень сложны: продукт пожарно- и взрывоопасен, токсичен, при попадании на кожу вызывает сильные ожоги, пары обладают раздражающим действием. Другим недостатком способа является резкое увеличение кислотной коррозии оборудования скважин.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем смеси соляной и плавиковой кислот через скважину [2]. Недостатками известного способа является незначительная глубина воздействия при высоких температурах, закачиваемая смесь обладает высокой коррозионной активностью.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки высокотемпературного пласта за счет увеличения глубины воздействия и снижения коррозионной активности смеси.

Достигается это тем, что в способе обработки нефтяного пласта путем нагнетания в пласт путем смеси соляной и плавиковой кислот через скважину смесь соляной и плавиковой кислот получают путем нагнетания в пласт через скважину смеси бифторида аммония и поливинилхлорида с последующим термическим разложением под действием температуры пласта, причем смесь нагнетают при соотношении бифторида аммония к поливинилхлориду 1:(1,3:2,7).

В основе способа лежит внутрипластовое образование растворителя породы - глинокислоты из-за термической деструкции поливинилхлорида и бифторида аммония. При температурах свыше 126^оС эти продукты разлагаются с выделением хлористого и фтористого водорода:

___→

+ NH

___→ п.(-CH=CH-) +

Образующиеся в результате термического разложения поливинилхлорида и бифторида аммония соляная и плавиковая кислоты не содержат катионов железа, что исключает возможность образования и выпадения в призабойной зоне пласта коллоидных осадков типа гидроокиси железа Fe(OH)₃.

Из уравнений реакции видно, что из единицы массы бифторида аммония выделяется 0,485 фтористого водорода

= 0,485

, а из единицы массы поливинилхлорида - 0,584 хлористого водорода

= 0,584

. Установлено, что наилучшей растворяющей способностью обладает смесь фтористого и хлористого водорода в массовом соотношении 1:(1,7-2,7). Учитывая этот факт, нетрудно найти оптимальное соотношение бифторида аммония и поливинилхлорида:

:

÷

2,06(2,74-5,65)
1: (1,3-2,7) Поливинилхлорид (ПВХ) - термопластичный материал аморфной структуры, выпускаемой промышленностью в виде порошка. Его плотность 1400 кг/м³. ПВХ имеет следующую структуру:
. . . -CH₂-

-CH₂-

- ... При температуре 140^оС медленно и при 170^оС быстрее начинается разложение полимера, сопровождающееся выделением хлористого водорода:
... -CH₂-CHCl-CH₂-

-CH₂-CHCl-CH₂-CHCl- ...

. . . -CH=CH-CH=CH-CH=CH-CH=CH-. . . Хлористый водород, растворяясь в пластовой воде, образует соляную кислоту. Бифторид аммония выпускается в твердом виде и представляет собой кристаллическую соль с содержанием 96-97% NH₄FHF плотностью 1010 кг/м³ при 25^оС. Бифторид аммония содержит в своем составе 34-35% HF. Он выпускается в полиэтиленовой упаковке и его безопасно транспортировать на удаленные участки и хранить длительное время. Бифторид аммония легко растворим в воде. Растворимость бифторида аммония при различных температурах следующая:
Температура, ^оС Растворимость, г/100 г
0 71,9
10 74,1
20 82,6
30 88,8
60 111
80 118
Бифторид аммония при 126^оС возгоняется и, термически разлагаясь, образует плавиковую кислоту. При температуре до 126^оС раствор бифторида не обладает химической активностью. Поэтому при использовании предлагаемого способа скважинное обоpудование не подвергается химическому воздействию.

Отличительной особенностью предлагаемого способа является то, что в новом способе рабочий агент - глинокислота - синтезируется непосредственно в пласте, т. е. в природном реакторе. Это позволяет полностью предотвратить разрушение нефтегазопромыслового оборудования от кислотной коррозии и исключает возможность протекания в обрабатываемой зоне нежелательных вторичных реакций (образование коллоидных осадков гидроокиси железа).

Способ осуществляется следующим образом. Вначале скважину подготавливают для обработки, т.е. снижают температуру на забое путем промывки низкотемпературной жидкостью. Затем смешивают бифторид аммония и поливинилхлорид в нужном соотношении и добавляют полученную смесь в призабойную зону скважины. В период задавки смесь не успевает нагреться до высоких температур (свыше 126^оС), т.е. не вступает в реакцию с породой до достижения необходимой глубины, определяемое объемом закачиваемой смеси, что позволяет увеличить глубину химического воздействия. Закачанная смесь, нагреваясь до пластовой температуры (свыше 126^оС), разлагается с выделением соляной и плавиковой кислот. Смесь этих кислот растворяет глину и карбонаты, что приводит к увеличению проницаемости пласта.

При использовании предлагаемого способа скорость коррозии нефтепромыслового оборудования не превышает величины 0,015 г/м² ˙ ч. Это достигается тем, что в предлагаемом способе полностью исключается непосредственный контакт агрессивной кислоты с металлом.

Экономический эффект обеспечивается увеличением дебитов скважин за счет увеличения глубины химического воздействия и снижения коррозии скважинного оборудования.

Claims

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА путем нагнетания в пласт смеси соляной и плавиковой кислот через скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки высокотемпературных пластов за счет увеличения глубины воздействия и снижения коррозионной активности смеси, смесь соляной и плавиковой кислот получают путем нагнетания в пласт через скважину смеси бифторида аммония и поливинилхлорида с последующим термическим разложением под действием температуры пласта, причем смесь нагнетают при соотношении бифторида аммония к поливинилхлориду 1 : (1,3 - 2,7).