состав для обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, вспомогательную кислоту, органический растворитель и воду, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя состав содержит бутилцеллозольв, а в качестве вспомогательной кислоты используют уксусную или плавиковую кислоту, при этом соляная кислота : вспомогательная кислота взяты в соотношении (3,5-5,5): 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Соляная кислота - 6,5-13

Уксусная или плавиковая кислота - 1,5-3,0

Бутилцеллозольв - 3,0-15

Вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны нефтяных скважин.

Известен состав для обработки призабойной зоны нефтяной скважины, содержащий соляную кислоту, органический растворитель, алифатический спирт и воду (авт. свид. 1682543, МКИ Е 21 В 43/27, публ. 1991 г.).

Недостатком данного состава является его низкая эффективность при использовании на терригенных коллекторах. Кроме того, кислотный состав не обладает высокой совместимостью с пластовой нефтью, что также снижает его эффективность при воздействии на пласт.

Наиболее близким по технической сущности является состав для очистки призабойной зоны скважины, содержащий смесь соляной и плавиковой кислот 5,7-8,7%, ПАВ 0,7-1,0%, нефть 3,0-3,4%, воду 31-49% и органический растворитель - остальное (авт. свид. 1740644, МКИ Е 21 В 43/27, публ. 1992 г.).

Основным недостатком известного решения является его низкая эффективность при воздействии на низкопроницаемые нефтяные залежи. Это обусловлено неоднородностью (гетерогенностью) состава и его слабой фильтруемостью в низкопроницаемую пористую среду. Состав не обладает высокой совместимостью с пластовой нефтью, что также снижает его эффективность при воздействии на пласт. Недостатком состава является также его низкая эффективность при воздействии на карбонатные коллекторы и при очистке призабойной зоны скважины от кольматирующих частиц, что объясняется образованием нерастворимого фторида кальция в пористой среде.

Задачей изобретения является создание состава повышенной эффективности для воздействия на низкопроницаемые коллекторы.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, вспомогательную кислоту, органический растворитель и воду, согласно изобретению в качестве органического растворителя содержит бутилцеллозольв, а в качестве вспомогательной кислоты - уксусную или плавиковую кислоту, при этом соляная кислота : вспомогательная кислота взяты в соотношении (3,5-5,5):1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота - 6,5 - 13

Уксусная или плавиковая кислота - 1,5 - 3,0

Бутилцеллозольв - 3,0 - 15

Вода - Остальное

Повышение эффективности действия состава достигается за счет использования в качестве органического растворителя взаимного растворителя - бутилцеллозольва, который обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе состав - нефть, улучшает фильтрацию кислотного состава в нефтенасыщенные интервалы, препятствует адсорбции растворенных минералов и компонентов нефти на поверхности породы и способствует их лучшему удалению из порового пространства.

Состав содержит соляную кислоту и вспомогательную кислоту (уксусную или плавиковую), которая выбирается в зависимости от минералогического состава коллектора и поставленной задачи при работе на скважине.

Для очистки забоя скважины от кольматирующих частиц и для воздействия на карбонатные коллекторы в качестве вспомогательной кислоты используют уксусную кислоту, а для воздействия на терригенные коллекторы используют плавиковую или уксусную кислоты.

Эффективность воздействия кислотного состава на пласт достигается также за счет выбранного соотношения компонентов.

Концентрация соляной кислоты и вспомогательной кислоты, а также их соотношение /(3.5-5.5): 1 соответственно/ позволяет эффективно растворять карбонатные, терригенные и терригенные глинистые породы при минимальном негативном действии на пласт. А выбранная концентрация бутилцеллозольва (3,0-15%) обеспечивает максимальную совместимость состава с различными нефтями.

Выбор предельных концентраций реагентов в составе обусловлен следующими причинами.

При минимальных концентрациях кислот в составе обеспечивается эффективное воздействие состава на карбонатные и терригенные породы, при этом побочное действие минимально (вторичное осадкообразование, неселективное воздействие на коллектор). При концентрациях кислот ниже минимальных количество растворенной породы незначительно, что не обеспечивает эффективное воздействие на пласт. При суммарной концентрации кислот более 16% резко увеличивается скорость реагирования состава с породой, что может привести к неселективному воздействию на пласт. Кроме того, при больших концентрациях кислот может усиливаться вторичное осадкообразование, которое сопровождается кольматацией порового пространства.

При содержании бутилцеллозольва в составе ниже 3% межфазное натяжение на границе состав - нефть снижается незначительно (2-3 раза), при содержании бутилцеллозольва в составе более 15% дополнительного снижения межфазного натяжения не происходит.

Бутилцеллозольв растворяется абсолютно в воде и нефти, это свойство позволяет использовать состав с его применением не только на высоко- и среднепроницаемых, но и на низкопроницаемых коллекторах, где необходима высокая фильтруемость закачиваемых растворов.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно улучшить технологические свойства состава за счет его гомогенности и высокой совместимости с нефтями различного состава, что позволяет повысить эффективность растворения нефтенасыщенных пород пласта.

Бутилцеллозольв (этиленгликоля монобутиловый эфир) технический выпускается по ТУ 6-01-646-84 и предназначен для растворения смол, лаков и красок, для очистки металлов, как гидравлическая жидкость и для органического синтеза.

Соляную кислоту используют по ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 39-057765670-ОП-212-95.

Уксусную кислоту используют по ГОСТ 61-75.

Плавиковую кислоту используют по ГОСТ 2567-73.

Приготовление кислотного состава в промысловых условиях производится в кислотном агрегате Аз-3ОА. В расчетное количество водного раствора соляной кислоты добавляется расчетное количество уксусной или плавиковой кислоты и расчетное количество бутилцеллозольва. Компоненты состава перемешиваются насосом кислотного агрегата в течение 10-15 минут. Готовый к применению кислотный состав доставляется на скважину.

Применение предлагаемого состава иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Эксплуатационная скважина Хохряковского месторождения, пробуренная на пласт ЮВ1 характеризуется низким дебитом по жидкости и нефти. Терригенный пласт ЮВ1 имеет следующие основные геолого-физические параметры: мощность пласта 19 м, средняя проницаемость 12 мД, пористость 0,19. Дебит скважины по жидкости составляет 13,7 ³/сут; дебит по нефти 1,6 т/сут.

В скважину рекомендовано закачать новый кислотный состав объемом 12 м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота - 12, плавиковая кислота - 3,0, бутилцеллозольв - 10, вода - остальное. На 1 м³ состава требуется 0,45 м³ товарной соляной кислоты, 0,067 м³ плавиковой кислоты, 0,11 м³ бутилцеллозольва и 0,373 м³ воды. После закачки указанного состава скважину оставляют на реагирование.

После обработки скважины она стала работать со следующими показателями: дебит по жидкости составил 24,3 м³/сут, дебит по нефти - 8,1 т/сут.

Пример 2. Нагнетательная скважина Хохряковского месторождения, пробуренная на пласт ЮВ1, характеризуется низкой проницаемостью (30 м³/сут). Ранее проведенные обработки скважины глинокислотным составом и составом по прототипу не привели к увеличению приемистости скважины. Предложено обработать скважину новым кислотным составом объемом 12 м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота - 7,5, плавиковая кислота - 1,5, бутилцеллозольв - 8,0, вода - остальное. Для получения 1 м³ состава необходимо взять 0,28 м³ товарной соляной кислоты, 0,033 м³ плавиковой кислоты, 0,08 м³ бутилцеллозольва и 0,607 м³ воды.

После обработки скважины ее приемистость существенно выросла до 320 м³/сут, в дальнейшем она стабилизировалась на уровне 240 м³/сут.

Пример 3. Эксплуатационная скважина Покровского месторождения, пробуреная на пласт А4, характеризуется низким дебитом по жидкости и нефти. Карбонатный пласт А4 имеет следующие основные геолого-физические параметры: мощность пласта 6 м, средняя проницаемость 137 мД, пористость 0,16. Дебит скважины по жидкости составляет 4,8 ³/сут; дебит по нефти 4,0 т/сут.

В скважину рекомендовано закачать новый кислотный состав объемом 6 м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота - 12, уксусная кислота - 2,0, бутилцеллозольв - 5,0, вода - остальное. На 1 м³ состава требуется 0,45 м³ товарной соляной кислоты, 0,044 м³ уксусной кислоты, 0,055 м³ бутилцеллозольва и 0,451 м³ воды.

После закачки указанного состава скважину оставляют на реагирование.

После обработки скважины она стала работать со следующими показателями: дебит по жидкости составил 9,7 м³/сут, дебит по нефти - 8,6 т/сут.

Таким образом, предлагаемый состав обеспечивает эффективную обработку низкопроницаемых коллекторов с целью увеличения продуктивности и приемистости скважин. В тех же условиях состав по прототипу и другие составы аналогичного типа на основе НПАВ не эффективны.