способ обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону рабочего агента, выдержку и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют смесь 0,2 - 10,0%-ного раствора продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом в минерализованной воде с 6 24%-ным водным раствором соляной кислоты при их объемном соотношении 1 (0,9 1,1).

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойных зон скважин композициями на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) и кислот. Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку катионного поверхностно-активного вещества (КПАВ), выдержку его и освоение скважины [1] Недостатком данного способа является высокое межфазное натяжение композиционной системы на границе раздела с нефтью. Следствием этого является низкий дебит скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом, выдержку и запуск скважины в работу [2] Недостаток способа заключается в неспособности осуществлять вытеснение остаточной нефти из-за высокого межфазного натяжения композиционной системы на границе раздела с нефтью.

Целью изобретения является увеличение дебита скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела вытесняющего агента с нефтью. Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом, выдержку и запуск скважины в работу, продукт конденсации третичного амина с хлористым бензилом используют в виде 0,2-10,0% раствора в минерализованной воде, смешанного с 6-24% водным раствором соляной кислоты в соотношении 1:(0,9-1,1), причем смесь перед закачкой выдерживают не менее 1 часа.

Существенными признаками предложенного способа являются:

1. закачка поверхностно-активного вещества в скважину;

2. выдержка скважины;

3. запуск скважины в работу;

4. использование в качестве композиции смеси двух соединений;

5. использование в качестве одного из соединений продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом (ИВВ-1);

6. использование продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом в виде раствора в минерализованной воде;

7. концентрация в минерализованной воде продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом 0,2-10%

8. использование в качестве второго соединения водного раствора соляной кислоты;

9. концентрация водного раствора соляной кислоты 6-24%

10. соотношение между соединениями в смеси 1:(0,9-1,1);

11. выдержка смеси перед закачкой в скважину не менее 1 часа.

Признаки являются общими с прототипом. Признаки 4-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

При смещении раствора ИВВ-1 с раствором соляной кислоты происходит их взаимодействие, которое заканчивается через 1 час. Существующими у заявителя методами не представляется возможным определить механизм происходящего взаимодействия. Однако результатом от этого взаимодействия является снижение межфазного натяжения на границе раздела смесь нефть. При закачке смеси в призабойную зону скважины изменяются коллекторские свойства призабойной зоны и за счет этого увеличивается дебит скважины и снижается обводненность добываемой продукции.

Смесь продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом в виде 0,2-10,0% раствора в минерализованной воде с 6,0-24,0% водным раствором соляной кислоты представляет собой прозрачный или слабоопалесцирующий раствор, бесцветный или светло-желтого цвета с запахом соляной кислоты, с течением времени визуально не меняющий вид.

ИВВ-1 четвертичное аммониевое соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида. По внешнему виду данное ПАВ вязкая, светло-желтого цвета жидкость с содержанием активного вещества не менее 50% выпускается на пилотных установках ГосНИИхлорпроекта (г. Москва).

Способ может быть использован на различных месторождениях с любой минерализацией вод (в т.ч. при приготовлении смеси с использованием подтоварной воды, сеноманской воды, морской воды и т.д.).

Оценка эффективности предлагаемого способа проводилась в лабораторных условиях, моделирующих пластовые.

Опыты по измерению межфазного натяжения проводились на приборе тензиометр типа "Спиннинг-Дроп" по методу вращающейся капли. Эксперименты ставились, например, при температуре 40^o С и с минерализацией воды 18 г/л, использовалась нефть с плотностью 0,8 г/см³. Измерение межфазного натяжения проводилось следующим образом: приблизительно 2 мл смеси водного раствора ИВВ-1 и водного раствора соляной кислоты помещали в измерительную ячейку прибора и микрошприцом в смесь вводили каплю нефти. Затем ячейку начинали вращать, при этом капля вытягивалась. Одновременно на приборе измеряли скорость вращения капли и диаметр капли. После чего рассчитывали межфазное натяжение по формуле:

= e(Vd)³n² (р смеси р нефти), [3]

где: межфазное натяжение, мН/м,

е фактор уравнивания (размерностей),

v фактор увеличения (в микроскопе),

d диаметр капли (поперечный размер), мм,

n число оборотов, с^-1,

р плотность, г/см³.

Смесь готовили путем смешения 0,2-10% раствора продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом в минерализованной воде и 6-24% водного раствора соляной кислоты в соотношении 1:(0,9-1,1).

Измерения величины межфазного натяжения проводили как в свежеприготовленной смеси, так и после выдержки ее 1 час.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

В скважину глубиной 1750 м, дебитом 35 м³/сут. и эффективной мощностью пласта 4 метра закачивают смесь продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом в виде 4,0%-ного раствора в минерализованной воде и 24%-ного водного раствора соляной кислоты в соотношении 1:1. Смесь перед закачкой выдерживают в течение 1 часа. Объем закачки 4 м³ (1 м³ на 1 метр эффективной толщины пласта). После этого в скважину опускают скважинное оборудование и запускают в работу. Результаты обработки представлены в таблице 1.

Примеры 2-4 выполняют как пример 1. Соотношение компонентов в смеси указано в таблице.

Примеры 5-7 контрольные, показывающие влияние компонентов и выдержки на результаты испытаний.

При выдержке 1 часа значение межфазного натяжения приобретает значения в промежутке между значениями по примеру 7 и по примерам 3-6. При выдержке более 1 часа значение межфазного натяжения практически не изменяются.

Из таблицы 1 следует, что использование раствора ИВВ-1 в смеси с раствором соляной кислоты при их выдержке до закачки в течение 1 часа позволяет повысить дебит скважины по нефти и снизить обводненность добываемой жидкости за счет снижения межфазного натяжения.

Применение предложенного способа позволит увеличить добычу нефти в объеме 1000 т/год в среднем по месторождения на каждую обработку.