состав для обработки призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны скважины, включающий водные растворы соляной и плавиковой кислот и органическую составляющую, отличающийся тем, что он содержит водный раствор соляной кислоты 10-12%-ной концентрации, водный раствор плавиковой кислоты 1,5-5,0%-ной концентрации, а в качестве органической составляющей - органический растворитель состава, мас. %: бензол 0,5-1,0, толуол 1,0-1,5, алкилбензолы C₈ 20,0-25,0, алкилбензолы С₉ 35,0-40,0, алкилбензолы С₁₀ 1,0-5,5, алкилбензолы С₁₁ и выше 0,5-1,0, предельные углеводороды алканового ряда С₄-С₁₀ - остальное, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный раствор соляной кислоты - 10,0-18,0

Указанный раствор плавиковой кислоты - 1,5- 5,0

Указанный органический растворитель - Остальноед

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.

Известен состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий ароматический и алифатический растворители и смесь поверхностно-активных веществ, состоящую из оксиэтилированных алкилфенолов, оксиэтилированных высших спиртов и сульфированных продуктов (Патент РФ 2137796, кл. Е 21 В 37/06, опублик. 1999 г.).

Известный состав не обладает высокими отмывающими свойствами.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий, об.%:

Соляная кислота 15-36%-ная - 45-83

Плавиковая кислота 30-50%-ная - 2-15

Полиглицидол технический бесхлорный - 15-40

(Авторское свидетельство СССР 1783865, кл. Е 21 В 43/27, опублик. 2000 г. - прототип).

Известный состав недостаточно эффективен при обработке сильно закольматированной призабойной зоны.

В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны.

Задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны скважины, включающий водные растворы соляной и плавиковой кислот и органическую составляющую, содержит водный раствор соляной кислоты 10-12%-ной концентрации, водный раствор плавиковой кислоты 1,5-5,0%-ной концентрации, а в качестве органической составляющей - органический растворитель состава, мас.%: бензол - 0,5-1,0, толуол - 1,0-1,5, алкилбензолы C₈ - 20,0-25,0, алкилбензолы С₉ - 35,0-40,0, алкилбензолы С₁₀ - 1,0-5,5, алкилбензолы С₁₁ и выше - 0,5-1,0, предельные углеводороды алканового ряда С₄-С₁₀ - остальное, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный раствор соляной кислоты - 10,0-18,0

Указанный раствор плавиковой кислоты - 1,5-5,0

Указанный органический растворитель - Остальное

Признаками изобретения являются:

1) водный раствор соляной кислоты;

2) концентрация соляной кислоты 10-12%;

3) водный раствор плавиковой кислоты;

4) концентрация плавиковой кислоты 1,5-5,0%;

5) органическая составляющая;

6) органический растворитель;

7) состав органического растворителя;

8) соотношение компонентов в составе для обработки призабойной зоны скважины.

Признаки 1, 3, 5 являются общими с прототипом, признаки 2, 4, 6-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При обработке призабойной зоны нефтедобывающей или нагнетательной скважины не всегда удается добиться первоначальной проницаемости, особенно если призабойная зона сильно закольматирована. В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны. Задача решается применением заявленного состава.

Состав для обработки призабойной зоны скважины включает, мас.%:

Водный раствор соляной кислоты 10-12%-ной концентрации - 10,0-18,0

Водный раствор плавиковой кислоты 1,5-5,0%-ной концентрации - 1,5- 5,0

Органический растворитель - Остальное

Органический растворитель представляет собой смесь углеводородов алканового и ароматического ряда следующего состава, мас.%: бензол - 0,5-1,0, толуол - 1,0-1,5, алкилбензолы C₈ - 20-25, алкилбензолы С₉ - 35-40, алкилбензолы С₁₀ - 1,0-5,5, алкилбензолы С₁₁ и выше - 0,5-1,0, предельные углеводороды алканового ряда С₄-С₁₀ - остальное.

В качестве алкилбензолов С₈ используют алкилбензолы с числом углеродных атомов, равным 8. Это могут быть ксилол или этилбензол.

В качестве алкилбензолов С₉ используют алкилбензолы с числом углеродных атомов, равным 9. Это могут быть изопропилбензол, триметилбензол и т. п.

В качестве алкилбензолов С₁₀ используют алкилбензолы с числом углеродных атомов, равным 10. Это могут быть диэтилбензол, тетраметилбензол и т. п.

В качестве алкилбензолов С₁₁ и выше используют алкилбензолы с числом углеродных атомов, равным 11 и более. Это могут быть метилдиэтилбензол, диизопропилбензол и т.п.

В качестве предельных углеводородов алканового ряда С₄ - С₁₀ используют насыщенные нормальные и изомерные линейные углеводороды с числом углеродных атомов от 4 до 10 общей формулы C_nH_2n+2, где n - число от 4 до 10, С - углеродный атом, Н - атом водорода. Это могут быть бутан, гептан, гексан и т. п.

Органический растворитель выпускается по ТУ 2458-012-26761699-2001 и представляет собой смесь углеводородов алканового и ароматического ряда. Органический растворитель носит название "Дельта". Его производят на основе побочных продуктов (кубовых остатков) каталитического риформинга и прямогонных бензиновых фракций. Каталитический риформинг - процесс, предназначенный для повышения октанового числа моторных топлив и лигроина, осуществляется путем изомеризации и ароматизации исходного сырья без существенного развития процессов крекинга. Основная химическая реакция - дегидроциклизация парафинов происходит на гетерогенных платиновых катализаторах в реакторе при температуре 450-540^oС и давлении 40-50 атм. После чего жидкие продукты риформинга поступают на разделение (селективная экстракция, ректификация). В качестве основного продукта получают высокооктановый бензин, в качестве побочного - кубовый остаток, содержащий предельные углеводороды алканового ряда и углеводороды ароматического ряда (производные бензола - алкилбензолы), т.е. используемый в изобретении органический растворитель.

Состав для обработки призабойной зоны скважины готовят простым смешением компонентов в любой последовательности.

Состав закачивают в призабойную зону скважины, проводят технологическую выдержку и вызывают приток из призабойной зоны в скважину. В результате призабойная зона скважины очищается от кольматирующих элементов. Проницаемость призабойной зоны резко возрастает.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной 1700 м. Интервал обрабатываемого пласта составляет 3 м. Расход состава для обработки призабойной зоны скважины назначают 1 м³/м обрабатываемого интервала. По колонне насосно-компрессорных труб при открытой задвижке на затрубье в обрабатываемый интервал доставляют 3 м³ состава для обработки призабойной зоны скважины, включающего, мас.%:

Водный раствор соляной кислоты 10%-ной концентрации - 18

Водный раствор плавиковой кислоты 1,5%-ной концентрации - 1,5

Органический растворитель - 80,5

В качестве органического растворителя используют смесь углеводородов алканового и ароматического ряда следующего состава, мас.%: бензол - 0,5, толуол - 1,0, алкилбензолы С₈ - 20, алкилбензолы С₉ - 35, алкилбензолы С₁₀ - 1,0, алкилбензолы С₁₁ и выше - 0,5, предельные углеводороды алканового ряда C₄-С₁₀ - 42.

Состав для обработки призабойной зоны продавливают нефтью в пласт при закрытой задвижке на затрубье и проводят технологическую выдержку в течение 24 ч. Скважину осваивают. В результате дебит скважины увеличился с 1 до 7 т/сут.

Пример 2. Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной 1800 м. Интервал обрабатываемого пласта составляет 4 м. Расход состава для обработки призабойной зоны скважины назначают 2,5 м³/м обрабатываемого интервала. По колонне насосно-компрессорных труб при открытой задвижке на затрубье в обрабатываемый интервал доставляют 10 м³ состава для обработки призабойной зоны скважины, включающего, мас.%:

Водный раствор соляной кислоты 12%-ной концентрации - 10

Водный раствор плавиковой кислоты 5,0%-ной концентрации - 5

Органический растворитель - 85

В качестве органического растворителя используют смесь углеводородов алканового и ароматического ряда следующего состава, мас.%: бензол - 1,0, толуол - 1,5, алкилбензолы C₈ - 25, алкилбензолы С₉ - 40, алкилбензолы С₁₀ - 5,5, алкилбензолы С₁₁ и выше - 1,0, предельные углеводороды алканового ряда С₄-С₁₀ - 26.

Состав для обработки призабойной зоны продавливают нефтью в пласт при закрытой задвижке на затрубье и проводят технологическую выдержку в течение 48 ч. Скважину осваивают. В результате дебит скважины увеличился с 1 до 8 т/сут.

Пример 3. Обрабатывают призабойную зону нагнетательной скважины глубиной 1800 м. Призабойная зона закольматирована органическими отложениями, поступающими в скважину при закачке сточной подтоварной воды. Интервал обрабатываемого пласта составляет 3 м. Расход состава для обработки призабойной зоны скважины назначают 3 м³/м обрабатываемого интервала. По колонне насосно-компрессорных труб при открытой задвижке на затрубье в обрабатываемый интервал доставляют 9 м³ состава для обработки призабойной зоны скважины, включающего, мас.%:

Водный раствор соляной кислоты 11%-ной концентрации - 14

Водный раствор плавиковой кислоты 3,5%-ной концентрации - 3,5

Органический растворитель - 82,5

В качестве органического растворителя используют смесь углеводородов алканового и ароматического ряда следующего состава, мас.%: бензол - 0,7, толуол - 1,3, алкилбензолы С₈ - 22, алкилбензолы С₉ - 38, алкилбензолы С₁₀ - 3,5, алкилбензолы С₁₁ и выше - 0,7, предельные углеводороды алканового ряда С₄-С₁₀ - 33,8.

Состав для обработки призабойной зоны продавливают нефтью в пласт при закрытой задвижке на затрубье и проводят технологическую выдержку в течение 12 ч. Скважину осваивают. В результате приемистость скважины увеличилась с 30 до 200 ³/сут.

Применение состава по прототипу в аналогичных условиях приводит к половинному эффекту.

Применение предложенного состава для обработки призабойной зоны скважины позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны.