кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин

Формула изобретения

1. Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, неионогенного поверхностно-активного вещества и воды, отличающийся тем, что состав дополнительно в эмульгированном виде содержит эффективный растворитель АСПО (асфальтово-смолистых и парафиновых отложений) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCl) - 5,0 - 23,0

Фтористо-водородная кислота - 2,0 - 10,0

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

Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0

Вода - Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве растворителя АСПО применяют фракцию ароматических углеводородов (например толуол-ксилольную фракцию) или смесь галопроизводных растворителей (например продукт АПК, выпускаемый АО "Химпром" по ТУ 2122-199-05-76-34-68-94).

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий поверхностно-активное вещество, например нефтяной или синтетический сульфонат 0,25 - 3,0% и соляную кислоту концентрацией 5-24% (авт.св. СССР N 1161699, кл. E 21 B 43/22, 1984).

Недостатком данного состава являются невысокие отмывающие свойства асфальтово-смолистых и парафиновых отложений в прибазойной зоне скважины и недостаточно эффективное снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов.

Наиболее близким и предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для обработки призабойной зоны (авт. св. СССР N 1571224, кл. E 21 B 43/27, 1988).

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность при обработке заглинизированной призабойной зоны высокообводненных скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны высокообводненных скважин за счет высокой отмывающей и растворяющей способности применяемого состава.

Поставленная цель достигается тем, что в отличие от известных составов в применяемом составе, включающим смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, неионогенного поверхностно-активного вещества и воды, дополнительно, в качестве растворителя АСПО (асфальтово-смолистых и парафиновых отложений) содержится в эмульгированном виде ароматический или галопроизводный углеводород при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCl) - 5,0 - 23,0

Фтористо-водородная кислота - 2,0 - 10,0

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

Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0

Вода - Остальное

Для приготовления данного кислотного поверхностно-активного состава используют соляную кислоту (ТУ 4814-82) и фтористо-водородную кислоту (ТУ-1426-84), в качестве неионогенного ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол, например, марки Неонол АФ 9-12, а в качестве растворителя АСПО - фракцию ароматических углеводородов или АПК-продукт, выпускаемый АО "Химпром" (ТУ 2122-199-05-76-34-68-94), представляющий собой смесь галопроизводных соединений. Данный состав готовится следующим образом:

- в начале, в ароматическом или галопроизводном растворителе или смеси указанных растворителей растворяют расчетное количество неионогенного ПАВ, затем полученный раствор ПАВ смешивают с водой, в которую предварительно добавляется расчетные количества соляной кислоты и фтористо-водородной кислоты.

В отличие от известных ПАВ-кислотных составов для обработки призобойной зоны, данный состав, представляющий собой хорошо фильтрующуются в пористую среду микроэмульсионную систему, не только хорошо очищает призабойную зону пласта от отложений солей и остатков буровых растворов, но и пептизирует и растворяет парафиновые-смолистые и асфальтеновые отложения. Кроме того, данный состав в пластовых условиях, после его нейтрализации, сохраняет высокие нефтевытесняющие свойства.

Для сравнительной оценки эффективности действия составов готовят составы согласно изобретения и прототипа (АС N 1571224).

Предлагаемый состав готовят вышеописанным способом, а состав прототипа готовят последовательным растворением неонола и сульфонола в разбавленной соляной кислоте в количествах, предусмотренных формулой изобретения.

Часть приготовленных кислотных поверхностно-активных составов анализировалась на их растворяющую способность в отношении искусственно приготовленной смеси, состоящей из карбоната кальция (50 мас.%), глины (20 мас.%) и АСПО (30 мас.%).

Растворяющая способность (Pc) составов оценивалась по интенсивности протекания химической реакции, их взаимодействия с карбонатом кальция и уменьшению веса остатка растворяемой смеси после окончания химической реакции по формуле (1):

Pc = [(G_o = G_k) 100]/G_o, %,

где G_o - навеска обрабатываемой смеси, г;

G_k - нерастворимый остаток, после обработки смеси, г.

Нефтевытесняющая способность сопоставялемых ПАВ-кислотных составов, анализировалась после их нейтрализации карбонатом кальция на насыпной модели пласта, длинной 50 см и диаметром 1,1 см, представленной кварцевым песком, имеющим пористость 36% и проницаемость по воде 3,8 мкм². Данную модель пласта в начале насыщали пластовой водой с общим солесодержанием 12,7%. После чего, воду вытесняли нефтью вязкостью 9,2 сст при 20^oC. Затем нефть вытесняли той же пластовой водой до предельной обводненности выходящих проб жидкости из керна. При этом конечное нефтевытеснение достигало 65 - 70%.

Подготовленные таким образом керны, исследовались на эффективность доотмыва остаточной нефти сравниваемыми нейтральными составами при закачке их оторочки в количестве одного порового объема и затем вытеснения указанной оторочки пластовой водой до прекращения выноса нефти из керна. Опыты проводят при комнатной (20 = 5^oC) температуре.

Нефтевытесняющую способность сопоставляемых составов оценивали по количеству нефти, дополнительно извлеченной из керна, выраженной в виде коэффициента вытеснения -Nk в объемных процентах от остаточной нефти после его заводнения.

Результаты испытаний разработанного состава и известного состава, взятого за прототип, представлены в таблице (см. таблицу в конце описания).

Из представленных в таблице данных следует, что предлагаемый состав, в отличие от прототипа, обладает более высокой растворяющей способностью не только в отношении отложения солей карбоната кальция, но при равных значениях содержания неионогенного ПАВ (сопоставление составов 2 и 5), обладает в 1,5 раз лучшей растворяющей способностью в отношении АСПО, при этом более чем в раза улучшаются нефтеотмывающие свойства у состава 2 по сравнению с составом 5.

При более высоком содержании HCl (23 мас.%) предлагаемый состав (состав 3) в отношении прототипа (состав 6) обладает четко выраженными растворяющими свойствами в отношении глинистых частиц (за счет присутствия в составе HF) и 100% нефтеотмывающими свойствами (за счет повышенного содержания в составе НПАВ (5 мас.%) и эффективного растворителя АПК (25 мас.%).

Сравниваемый прототип (состав 6), даже при суммарном содержании ИПАВ и НПАВ в количестве 5,3 мас.% и HCl в количестве 23 мас.%, обеспечивает растворение искусственно приготовленной смеси лишь на 65 мас.%. Это указывает на то, что растворяющую способность данного состава в отношении АСПО и глинистых составляющих (при допущении 100% растворения карбоната кальция) не превышает 15% их массового содержания.