состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА, включающий соляную кислоту, ацетон или побочные продукты производства диметилдиоксана, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 6 - Неонол АФ_9-6 или Синтамид-5, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота 7 - 20

Ацетон или побочные продукты производства диметилдиоксана 25 - 40

Отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 5 - 15

Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 6 - Неонол АФ_9-6 или Синтамид-5 0,5 - 2,5

Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам добычи нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений, в частности к обработке призабойной зоны пласта и освоению скважин после капитального ремонта.

Известен состав (авт.св. N 16099980, кл. E 21 B 43/27, 1990), включающий, об. % Фракция 4,4-диметил 1,3-диоксана 25,0-40,0 Оксиэтилированный алкилфенол АФ-12 8,0-13,0 Изопропиловый спирт 2,6-5,0 1%-й водный раствор хлористого натрия Остальное

Недостатком данного состава является его низкая эффективность в карбонатных коллекторах, поскольку он не увеличивает проницаемость карбонатной породы.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий, мас. %: соляная кислота 10-20; неионогенное пенообразующее ПАВ 0,3-1,0; ацетон 20-40; вода остальное (авт. св. N1513131 кл. Н 21 В 43/27/ 1989).

Недостатком данного состава является его слабая способность к снижению фильтрационного сопротивления для нефти и поэтому для обработки призобойной зоны добывающих скважин он не пригоден. Кроме того, высокая пенообразующая способность состава может вызвать технологические осложнения и отрицательно влияет на приток нефти.

Известен состав, включающий, мас. %: соляная кислота плотностью 1,18 г/см³ 10-15; понизитель фильтрации 1-3; хлорид калия 3-7; ОП-7 10-15; вода остальное [1].

Недостатками данного состава являются его высокая вязкость и высокое фильтрационное сопротивление при закачке состава в пласт за счет повышенного содержания ПАВ.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий, мас.%: соляная кислота 7,0-20,0; флотореагент Т-66, или ацетон, или флотореагент - оксаль Т-80 25,0-38,0; лигносульфонат 2,5-20,0; вода остальное [2].

Этот состав не способствует снижению фильтрационного сопротивления для нефти и поэтому он неэффективен при обработке призабойной зоны добывающих скважин карбонатного пласта. Кроме того, состав образует с некоторыми нефтями вязкие эмульсии, что исключает возможность использования его для обработки добывающих скважин.

Целью изобретения является разработка состава, обладающего способностью снижать фильтрационное сопротивление для нефти, что исключительно важно при обработке призабойной зоны добывающих скважин.

Для этого состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий соляную кислоту, ацетон или побочные продукты производства диметилдиоксана, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности, например лигносульфонат, и воду, дополнительно содержит оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 6 (неонол АФ₉-6) или синтамид-5 при следующем соотношении компонентов, мас.%: Cоляная кислота 7-20 Ацетон или побочные продукты производства диметилдиоксана 25-40 Отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 5-15 Оксиэтилированный алкилфенол со сте- пенью оксиэтилиро- вания 6 (неонол АФ₉-6) или синтамид-5 0,5-2,5 Вода Осталь-

ное

При введении в состав неонола АФ₉-6 или синтамида-5 в сочетании с отходом производства целлюлозно-бумажной промышленности и указанными растворителями образуется гомогенный состав, который при закачке в призабойную зону добывающей скважины, вскрывающей карбонатный пласт, позволяет увеличить дебит за счет снижения фильтрационного сопротивления по нефти. Новая совокупность заявляемых существенных признаков позволяет получить состав, обладающий низким фильтрационным сопротивлением для нефти.

Анализ известных решений показал, что в науке нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием указанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

В предлагаемый состав входят следующие компоненты: соляная кислота ГОСТ 3118-77, ГОСТ 857-78, ТУ 6-01-468-78, ТУ 6-01-1194-79, ТУ 6-01-711-77, ТУ 6-01-714-77, ТУ 38-103141-78;

ацетон ГОСТ 2768-79;

побочные продукты производства диметилдиоксана - флотореагент Т-66 ТУ 6-01-273-76, флотореагент - оксаль Т-80 ТУ 38.103429-83; отход производства целлюлозно-бумажной промышленности - лигносульфонат ТУ 81-04-225-79, ТУ ОП 13-0278924-01-89, ТУ 13-0281036-05-89, ТУ 39-094-75, сульфитный щелок ТУ 13-7308001-453-84 с изменением 1 "Щелок черный моносульфитный";

оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 6 (неонол АФ₉-6) ТУ 38.507-63-171-91;

синтамид-5 - неионогенный препарат ТУ 6-02-640-80.

П р и м е р 1. К 13,5 г (13,5 мас.%) пресной воды добавляют 35 г (35 мас, %) флотореагента Т-66, 40 г концентрированной соляной кислоты, что составляет 12 мас.% HCl и 28 мас.% воды. Смесь перемешивают 10 мин, затем добавляют 10 г (10 мас.%) лигносульфоната и 1,5 г (1,5 мас.%) неонола АФ₉-6 и перемешивают еще 30-40 мин.

П р и м е р 2-20. Составы готовят аналогично примеру 1.

П р и м е р 21 (прототип).

К 30 г (30 мас.%) пресной воды добавляют 35 г (35мас.%) 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 перемешивают в течение еще 15 мин.

Для определения изменения фильтрационного сопротивления по нефти проводят модельные испытания. Для этого берут насыпные модели длиной 4 см и поперечным сечением 1,54 см². Пористая среда - кварцевый песок с добавлением 10% карбоната кальция Обводнение пористой среды проводят пресной водой, для насыщения модели и вытеснения состава берут нефть с вязкостью 11 сПз.

Модели насыщают водой, затем нефтью, после чего закачивают состав и вытесняют его нефтью с противоположной стороны. Замеряют проницаемость модели по нефти до закачки состава К₁ и после К₂. Изменение фильтрационного сопротивления определяют по формуле

= 100%.

Результаты испытаний и количественные соотношения компонентов состава представлены в таблице.

Из таблицы видно, что при использовании предлагаемого состава фильтрационное сопротивление снижается в 40 раз и более. При использовании состава по прототипу (пример 21) наблюдается увеличение фильтрационного сопротивления.

Предлагаемый состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта обладает по сравнению с прототипом следующими преимуществами:

позволяет повысить производительность добывающих скважин, где повторные солянокислотные обработки не дают эффекта;

позволяет эффективно использовать крупнотоннажные отходы целлюлозно-бумажной, химической и нефтехимической промышленности, что позволяет решить отчасти и экологическую проблему;

позволяет при проведении ОПЗ использовать стандартную технику, что дает возможность проводить работы в различных, в том числе и труднодоступных нефтедобывающих регионах;

технология получения состава в заводских условиях позволяет получать и применять состав, имеющий гарантированные показатели качества, что повышает эффективность обработок призабойной зоны.