способ обработки призабойной зоны добывающей скважины

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий закачку в призабойную зону кислотной микроэмульсии, технологическую выдержку, закачку углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества, проталкивающего агента и технологическую выдержку, отличающийся тем, что соотношение кислотной микроэмульсии, раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества и проталкивающего агента устанавливают 1:(1-3):(1-2), а в качестве кислотной микроэмульсии используют микроэмульсию на основе водного раствора соляной кислоты и продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом при следующем соотношении растворов, мас.%:

20-27%-ный Водный раствор соляной кислоты - 25 - 75

20-30%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 0,05 - 12,05

Вода - Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кислотной микроэмульсии используют микроэмульсию на основе водного раствора соляной и плавиковой кислот при следующем соотношении растворов, мас.%:

20-27%-ный Водный раствор соляной кислоты - 25 - 75

40-60%-ный Водный раствор плавиковой кислоты - 2,5 - 12,5

20-30%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 0,05 - 12,5

Вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойных зон добывающих скважин для продуктивных мало- и среднепроницаемых пластов.

Известен способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий закачку в призабойную зону кислотной микроэмульсии [1].

Недостатком способа является быстрое обводнение продукции скважины вследствие быстрого восстановления водопроницаемости и снижения добычи нефти.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий закачку кислотной микроэмульсии, технологическую выдержку, закачку углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества, проталкивающего агента и технологическую выдержку [2]. Объемное соотношение кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя и углеводородного раствора гидрофобизирующего поверхностно-активного вещества 1/0.28-0.32/0.95-1.0. Способ также включает закачку водорастворяющего растворителя.

Недостатком способа являются высокие гидродинамические сопротивления при запуске добывающей скважины в работу за счет высокого межфазного натяжения на границе нефти и концентрированного раствора продуктов реакции кислот с породой и наличия водорастворяющего агента, а также использование в качестве водорастворяющего агента вредных и ядовитых полуполярных растворителей.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности обработки скважины за счет применения в кислотной микроэмульсии продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом, образующего с углеводорастворимым гидрофобизирующим катионоактивным поверхностно-активным веществом комплекс, обладающий сигергетическим эффектом, снижающий межфазное натяжение на границе с нефтью.

Поставленная техническая задача достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем закачку в призабойную зону кислотной микроэмульсии, технологическую выдержку, закачку углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества, проталкивающего агента и технологическую выдержку, согласно изобретению соотношение кислотной микроэмульсии, раствора гидрофобизирующего катионактивного поверхностно-активного вещества и проталкивающего агента устанавливают 1:(1-3):(1-2), а в качестве кислотной микроэмульсии используют микроэмульсию на основе водного раствора соляной кислоты и продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом, при следующем соотношении растворов, мас.%:

20-27%-ный Водный раствор соляной кислоты - 25-27

20-30%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 0,05-12,5

Вода - Остальное

Кроме того, в качестве кислотной микроэмульсии используют микроэмульсии на основе водного раствора соляной и плавиковой кислот при следующем соотношении растворов, мас.%:

20-27%-ный Водный раствор соляной кислоты - 25-27

40-60%-ный Водный раствор плавиковой кислоты - 2,5-12,5

20-30%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 0,05-12,5

Вода - Остальное

Признаками изобретения являются:

1. Закачка в призабойную зону микроэмульсии.

2. Технологическая выдержка.

3. Закачка углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества и проталкивающего агента.

4. Технологическая выдержка.

5. Соотношение кислотной микроэмульсии, раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества и проталкивающего агента устанавливают 1:(1-3):(1-2).

6. Использование кислотной микроэмульсии на основе водного раствора соляной кислоты и продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом, при следующем соотношении растворов, мас.%:

20-27%-ный Водный раствор соляной кислоты - 25-75

20-30%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 0,05-12,5

Вода - Остальное

7. В качестве кислотной микроэмульсии используют микроэмульсии на основе водного раствора соляной и плавиковой кислот при следующем соотношении растворов, мас.%:

20-27%-ный Водный раствор соляной кислоты - 25-75

40-60%-ный Водный раствор плавиковой кислоты - 2,5-12,5

20-30%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 0,05-12,5

Вода - Остальное

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-6 являются существенными отличительными признаками, признак 7 является частным существенным признаком изобретения.

Сущность изобретения.

Закачкой кислотной микроэмульсии обеспечивают очистку обрабатываемой призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений и растворение части породы на значительном удалении от ствола скважины, что приводит к увеличению проницаемости призабойной зоны и повышению продуктивности скважины по жидкости.

При взаимодействии соляной или смеси соляной и плавиковой кислот с породой коллектора образуется концентрированный раствор продуктов реакции кислот с породой, имеющий высокое межфазное натяжение на границе как между ним и углеводородным раствором катионоактивного гидрофобизирующего поверхностно-активного вещества, так и между ним и вытесняющей его нефтью. В результате концентрированный раствор продуктов реакции кислот с породой остается в пласте и препятствует извлечению нефти из пласта. Микроэмульсия на основе водного раствора продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом имеет низкое межфазное натяжение с нефтью, а на границе с углеводородным раствором гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества образуется комплекс, имеющий также низкое межфазное натяжение. При этом происходит почти поршневое вытеснение кислотной микроэмульсии и продуктов ее взаимодействия с пористой средой и оттеснение их от ствола скважины. За счет этого увеличивается полнота охвата воздействием пористой среды. За счет образования комплекса продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом с углеводородрастворимым гидрофобизирующим катионоактивным поверхностно-активным веществом происходит более эффективная гидрофобизация поверхности по сравнению с прототипом. Из-за низкого межфазного натяжения не образуется макроэмульсий и гидродинамическое сопротивление движению жидкостей в пористой среде мало.

Способ осуществляется следующим образом.

В призабойную зону добывающей скважины закачивают кислотную микроэмульсию, например 0,5-11 м³ на один метр обрабатываемой толщины пласта при составе кислотной микроэмульсии, мас.%: кислота соляная - 12, кислота плавиковая - 3, продукт конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 0,5. Осуществляют технологическую выдержку в течение 1-6 часов. Затем в призабойную зону закачивают углеводородный раствор гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества, например раствор поверхностно-активного вещества марки "Дон-52", АТМ-10-16 или АТМ-17-20 в керосине, дизельном топливе, нефти, бензине при содержании поверхностно-активного вещества в растворе 0,1-5 мас.% в объеме раствора, относящемся к объему закаченной ранее кислотной микроэмульсии как 1:(1-3). После этого углеводородный раствор гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества проталкивают в скважину керосином, дизельным топливом, нефтью, бензином или другим углеводородом при общем соотношении 1:(1-3):(1-2). После продавки углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества в скважину, последнюю останавливают на технологическую выдержку. После этого скважину запускают в работу.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

Обработку призабойной зоны проводят на добывающей скважине (пласт Б-8) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 2254 м. Интервал перфорации - 2230-2240 м. Эффективная мощность 10 метров. Дебит по нефти до обработки составляет 28 м³ при обводненности продукции 40%.

Далее в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до глубины 2252 м, т.е. ниже интервала перфорации.

После этого в скважине производят смену жидкости глушения на безводную нефть и закачивают 10 м³ микроэмульсии на основе соляной кислоты и продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом. В качестве кислотной микроэмульсии выбирают следующий состав, мас.%:

24%-ный Водный раствор соляной кислоты - 50

25%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 10

Вода - Остальное

После закачки кислотной микроэмульсии производят технологическую выдержку в течение 2 часов и продолжают закачку углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества в объеме 30 м³. В качестве углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества выбирают 0,5% раствор АТМ 17-20 в нефти. Не прекращая закачку, продавливают углеводородный раствор в скважину нефтью в объеме 10 м³. Соотношение кислотной микроэмульсии, раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества и проталкивающего агента равно 1:3:1. Осуществляют технологическую выдержку в течение 6 часов. Далее продолжают работу на скважине по обычной технологии.

После запуска скважины в работу дебит по нефти увеличился до 35,5 м³ при снижении обводненности до 24%. Продолжительность эффекта составляет 12 месяцев и было добыто дополнительно 2700 тонн нефти.

Пример 2.

Обработку призабойной зоны проводят на добывающей скважине (пласт АВ2-3) Самотлорского месторождения аналогично примеру 1. Забой скважины находится на глубине 1622 м. Интервал перфорации - 1595-1610 м. Эффективная мощность 15 метров. Дебит по нефти до обработки составляет 16 м³ при обводненности продукции 64%.

Далее в скважину спускают колонну НКТ до глубины 1620 м, т.е. ниже интервала перфорации.

После этого в скважине производят смену жидкости глушения на безводную нефть и закачивают 15 м³ микроэмульсии на основе соляной кислоты и продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом. В качестве кислотной микроэмульсии выбирают следующий состав, мас.%:

20%-ный Водный раствор соляной кислоты - 25

20%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 0,05

Вода - Остальное

После закачки кислотной микроэмульсии производят технологическую выдержку в течение 2 часов и продолжают закачку углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества в объеме 15 м³. В качестве углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-акитвного вещества выбирают 0,5%-ный раствор ДОН-52 в стабильном бензине. Не прекращая закачку, продавливают углеводородный раствор в скважину нефтью в объеме 15 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. Соотношение кислотной микроэмульсии, раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества и проталкивающего агента устанавливают 1: 1:1. Далее продолжают работу на скважине по обычной технологии.

После запуска скважины в работу дебит по нефти увеличился до 21,5 м³ при снижении обводненности до 52%. Продолжительность эффекта составляет 8 месяцев и было добыто дополнительно 1300 тонн нефти.

Пример 3.

Обработку призабойной зоны проводят на добывающей скважине (пласт БВ10) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 2316 м. Интервал перфорации - 2300-2310 м. Эффективная мощность 10 метров. Дебит по нефти до обработки составляет 2 т/сут при обводненности продукции 30%.

Далее в скважину спускают колонну НКТ до глубины 2314 м, т.е. ниже интервала перфорации.

После этого в скважине производят смену жидкости глушения на безводную нефть и закачивают 10 м³ микроэмульсии на основе соляной кислоты и продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом. В качестве кислотной микроэмульсии выбирают следующий состав, мас.%:

27%-ный Водный раствор соляной кислоты - 75

30%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 12,5

Вода - Остальное

После закачки кислотной микроэмульсии производят технологическую выдержку в течение 2 часов и продолжают закачку углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества в объеме 20 м³. В качестве углеводородного раствора гидрофобизирующего поверхностно-активного вещества выбирают 1,0% раствор АТМ10-16 в нефти. Не прекращая закачку, продавливают углеводородный раствор в скважину нефтью в объеме 10 м³. Производят технологическую выдержку в течение 6 часов. Соотношение кислотной микроэмульсии, раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества и проталкивающего агента равно 1:2:1. Далее продолжают работу на скважине по обычной технологии.

После запуска скважины в работу дебит по нефти увеличился до 26 т при снижении обводненности до 20%. Продолжительность эффекта составляет 6 месяцев и было добыто дополнительно 720 тонн нефти.

Пример 4.

Обработку призабойной зоны проводят на добывающей скважине (пласт Б-8) Самотлорского месторождения. Забой скважины находится на глубине 2264 м. Интервал перфорации - 2240-2252 м. Эффективная мощность 12 метров. Дебит по нефти до обработки составляет 30 т/сут при обводненности продукции 40%.

Далее в скважину спускают колонну НКТ до глубины 2262 м, т.е. ниже интервала перфорации.

После этого в скважине производят смену жидкости глушения на безводную нефть и закачивают 6 м³ микроэмульсии на основе соляной кислоты и продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом. В качестве кислотной микроэмульсии выбирают следующий состав, мас.%:

24%-ный Водный раствор соляной кислоты - 50

25%-ный Водный раствор продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом - 10

40%-ный Водный раствор плавиковой кислоты - 10

Вода - Остальное

После закачки кислотной микроэмульсии производят технологическую выдержку в течение 2 часов и продолжают закачку углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества в объеме 12 м³. В качестве углеводородного раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества выбирают 1,0% раствор АТМ17-20 в нефти. Не прекращая закачку, продавливают углеводородный раствор в скважину нефтью в объеме 12 м³. Осуществляют технологическую выдержку в течение 6 часов. Соотношение кислотной микроэмульсии, раствора гидрофобизирующего катионоактивного поверхностно-активного вещества и проталкивающего агента равно 1:2: 2. Далее продолжают работу на скважине по обычной технологии.

После запуска скважины в работу дебит по нефти увеличился до 38 т/сут при снижении обводненности до 24%. Продолжительность эффекта составляет 12 месяцев и было добыто дополнительно 2880 тонн нефти.

Применение предлагаемого изобретения обеспечивает увеличение добычи нефти в 2-5 раз по сравнению с прототипом.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:

1. Отчет по НИР "Изыскать составы и исследовать свойства рабочих агентов на основе ПАВ, кислот, углеводородных и водных растворителей для различных условий применения", МНП, ВНИИ, М, 1988, 40 с. N ГР 01.89.0.024948.

2. Патент РФ N 2023143, МКИ E 21 B 43/22, 43/27, 1992 - прототип.