состав для обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, растворитель, технический лигносульфонат, неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют водно-метанольную фракцию - побочный продукт производства фосфористой кислоты технической при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота - 25,0 - 80,0

Водно-метанольная фракция - побочный продукт производства фосфористой кислоты технической - 1,0 - 24,5

Технический лигносульфонат - 2,0 - 20,0

Неионогенное оксиалкилированное ПАВ - 0,1 - 5,0

Вода - Остальноеа

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтеотдачи, в частности к составам для обработки призабойной зоны неоднородного по проницаемости нефтяного пласта.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий соляную кислоту 10-20%, неионогенное поверхностно-активное вещество 0,3-1,0%, ацетон 20-40% и воду (авт.свид. N 1513131, МКИ E 21 B 43/27, публ. 1989 г.).

Недостатком данного состава является его низкая эффективность при снижении фильтрационного сопротивления для нефти и поэтому для обработки призабойной зоны добывающих скважин он не пригоден.

Известна эмульсия для обработки призабойной зоны пласта, содержащая соляно- или глинокислотный раствор 35-49%, маслорастворимый эмульгатор 2,0-3,0%, ароматические углеводороды 27-48% и щелок черный моносульфитный 15-21% (патент РФ N 1838596, E 21 B 43/27, публ. 1993 г.)

Данная эмульсия недостаточно эффективна при обработке призабойной зоны пласта, а также нестабильна во времени.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий лигносульфонаты технические 10-30%, водорастворимые алифатические спирты или гликоли или глицерин 5-10% и раствор соляной кислоты 15-18%-ной концентрации (патент РФ N 2013530, МКИ E 21 B 43/27, публ. 1994 г.).

Известный состав недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов из-за повышенной вязкости состава. При его закачке в скважины требуются высокие градиенты давления, что может привести к порыву колонны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту 7-20%, ацетон или побочные продукты производства диметилдиоксана 25-40%, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 5-19%, оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 6 - Неонол АФ9-6 или Синтамид-5 0,5-2,5% и воду (патент РФ N 2015314, МКИ E 21 B 43/47, публ. 1994 г.).

Недостатками известного состава являются:

- невысокая эффективность обработки призабойной зоны из-за недостаточно низкой скорости растворения карбонатов;

- высокая стоимость органических компонентов состава.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный и недорогой состав для комплексной обработки призабойной зоны пласта, сложенной карбонатной породой, терригенной породой с загрязнениями, образованными остатками бурового раствора, асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО).

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, растворитель, технический лигносульфонат, неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество и воду, в качестве растворителя содержит водно-метанольную фракцию - побочный продукт производства фосфористой кислоты технической при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота - 25,0-80,0

водно-метанольная фракция - побочный продукт производства фосфористой кислоты технической - 1,0-24,5

Технический лигносульфонат - 2,0-20,1

Неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество - 0,1-5,0

Вода - остальное

Соляную кислоту используют по ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 39-05765670-ОП-212-95. Введение соляной кислоты способствует растворению карбонатов.

Введение водно-метанольной фракции позволяет снизить скорость взаимодействия состава с карбонатной породой, гомогенизировать его и растворить АСПО, образовавшиеся в результате эксплуатации скважины.

Водно-метанольная фракция - побочный продукт при гидролизе кубового остатка диметилфосфита в производстве фосфористой кислоты технической и представляет собой водный раствор метилового спирта с концентрацией 40-60%, СТП 145-95.

Технический лигносульфонат используют по ТУ 13-028-1036-029-94, получающийся при сульфитной варке целлюлозы.

В качестве неионогенного оксиалкилированного поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют - Неонолы АФ9-6, АФ9-12-оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, ТУ 38.507-63-171-91;

- ОП-4, ОП-10 - оксиэтилированные алкилфенолы, представляющие собой продукты обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, ГОСТ 8433-81;

- Синтамид-5-неионогенный препарат, ТУ 6-02-640-80;

- Синтанол АЛМ-3 по Техническим требованиям ПО "Капролактам", 1990 г.

При введении неионогенных оксиэтилированных ПАВ совместно с техническим лигносульфонатом образуется состав, стабильный при перевозке и хранении, обеспечивающий эффективную обработку призабойной зоны пласта. Более эффективно для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин использовать состав с применением в качестве ПАВ-АФ9-12, ОП-10, а для добывающих скважин - АФ9-6, ОП-4. Синтамид-5-, Синтанол АЛМ-3.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно улучшить технологические свойства состава за счет снижения скорости его реакции с карбонатами, удаления АСПО, глинистых частиц, уменьшение фильтрационного сопротивления для нефти.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке призабойной зоны пласта, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности обработки призабойной зоны пласта с использованием предлагаемого и известного составов.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по скорости растворения мрамора и по изменению фильтрационного сопротивления пласта.

Скорость реакции состава с карбонатами оценивали по методике, описанной в книге М.Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. - М.: Недра, 1985, с.55.

Составы готовят следующим образом:

Пример 1 (заявленный состав).

К 13,4 г (13,4% мас.) пресной воды добавляют 19,6 г (19,6% мас.) водно-метанольной фракции (50% концентрации), 56,0 г (56,0% мас.) ингибированной соляной кислоты (24% концентрации). Смесь перемешивают 10 мин., затем в нее добавляют 10 г (10,0% мас.) технического лигносульфоната и 1,0 (1,0 мас. ) Неонола АФ9-6 и перемешивают еще 30-40 мин (см. табл. 1, опыт 1).

Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл.1, опыты 2-22).

Пример 2 (прототип)

К 24 г (24% мас.) пресной воды добавляют 30 г (30% мас.) флотореагента Т-66, 40 г концентрированной соляной кислоты, что составляет 12% мас. HCl и 28% мас. воды. Смесь перемешивают 10 мин, затем добавляют 5 г (5% мас.) лигносульфоната и 1 г (1% мас.) Неонола АФ9-6 и перемешивают еще 30-40 мин (см. табл. 1, опыт 23).

Как видно по данным табл. 1, скорость растворения карбонатов снижается с 7,01 до 1,03 - 5,89 г/м²ч.

Для определения изменения фильтрационного сопротивления по нефти проводят модельные испытания. Берут насыпные модели пористой среды длиной 18 см и поперечным сечением 2,5 см², заполненные кварцевым песком и с добавлениемv 10% карбоната кальция. Модели насыщают водой, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего закачивают испытываемый состав и вытесняют его нефтью. В другом варианте, после закачки нефти проводят ее вытеснение водой, затем закачивают испытываемый состав, который также вытесняют водой. Изменение фильтрационного сопротивления определяют по формуле:



K_1(в,н) и K_2(в,н) - проницаемость модели до и после закачки состава, мкм².

Результаты испытания составов приведены в табл. 2.

Из табл. 2 видно, что при использовании предлагаемого состава уменьшается фильтрационное сопротивление с 40-60% до 98,4-130,8%.

Предлагаемый состав по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

- позволяет повысить производительность добывающих скважин;

- повышает приемистость нагнетательных скважин;

- утилизирует крупнотоннажные отходы производства.