состав для обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, содержащий кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что в качестве кислоты используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту, а в качестве поверхностно-активного вещества дихлорид-бис-(N, N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид при следующем соотношении компонентов, мас.

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,005 0,15

Дихлорид-бис-(N, N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид 0,1 0,5

Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, и может быть использовано при первичном и вторичном его вскрытии.

Известно использование промывочных жидкостей на водной основе, например, глинистого раствора для разбуривания продуктивного пласта с последующим спуском эксплуатационной колонны, разобщением пластов путем цементирования и из перфорацией [1] Недостатком указанных промывочных жидкостей является то, что в процессе вскрытия продуктивного пласта происходит его загрязнение за счет отфильтровывания из промывочной жидкости жидкой фазы (фильтрата), которая проникая в глубь пласта, способствует набуханию находящихся там глинистых частиц, увеличению их объема, что приводит к сужению поровых каналов и уменьшению проницаемости коллектора. Кроме того, фильтрат, взаимодействуя с высокоминерализованной водой, образует водонефтяные эмульсии и нерастворимые соли в виде осадков, что также способствует снижению проницаемости призабойной зоны и отбору нефти из добывающих скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является состав для обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор соляной кислоты и поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, об.

Водный раствор соляной

кислоты (12,5-24,0%-ный) 80-90

Оксиэтилированный изононил-

фенол с 6 М окиси этилена АФ₉-6 10-20

Состав позволяет несколько повысить эффективность солянокислотных обработок за счет стабилизации процесса растворения карбонатных пород. Недостатком является то, что эффективность его действия достигается при сравнительно высоком содержании дефицитных, дорогостоящих реагентов.

Кроме того, низкая эффективность очистки призайбойной зоны происходит из-за малой глубины проникновения состава, т.к. он обладает высокой реакционной способностью, высокой вязкостью, способностью удерживать во взвешенном состоянии продукты реакции (растворения), которые при накоплении способны высаждаться и дополнительно закупоривать пласт. В результате проявления этих свойств состав не способен эффективно вытеснить фильтрат бурового раствора и сам буровой раствор из пор и трещин продуктивного пласта и гидрофобизировать его поверхность, т.е. создать условия для эффективного притока нефти, и не может быть использован как при первичном, так и при вторичном вскрытии.

Целью изобретения является повышение эффективности действия состава за счет снижения его реакционной способности, вязкости и поверхностного натяжения, а также снижение материальных затрата за счет использования недорогостоящих реагентов.

Достигается это описываемым составом для обработки призабойной зоны пласта, содержащих кислоту, поверхностно-активное вещество и воду.

Новым является то, что в качестве кислоты используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), а в качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) дихлорид-бис-(N, N-диметил-N-карбодецок- симетил-N-этиламмония)сульфид (тионий) при следующем соотношении компонентов, мас.

Нитрилотриметилфосфоновая

кислота 0,005-0,15

Дихлорид-бис-(N,N-диметил-

N-карбодецоксиметил-N-этилен-

аммония)сульфид 0,1-0,5.

Известно использование тиония в качестве биологически активного вещества противовоспалительного действия, применяемого в ветеринарии, а также в нефтяной промышленности в качестве добавки в цементные растворы с целью улучшения физико-механических свойств, направленных на качество крепления скважин.

В предлагаемом составе тионий выполняет роль добавки, оказывающей положительное влияние на эффективности очистки призабойной зоны продуктивного пласта, позволяет увеличить дебит добывающих скважин, а также сократить сроки их освоения.

Из сказанного выше следует, что предлагаемый состав отвечает критерию изобретения "существенные отличия".

Предлагаемый состав представляет собой истинный раствор, плотностью 1,01-1,05 кг/м³ и вязкостью 1,1-1,6 мПа с, рН 6,5-5,0.

Для приготовления составов были использованы следующие материалы:

Нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) порошкообразная, белого цвета, растворима в воде. ТУ 6-92-11-71-79; Дихлорид-бис-(N,N-диметил-N-карбод-ецоксиметил-N-этиленаммония)сульфид (тионий) пастообразный, светло-коричневого цвета, растворим в воде. ТУ 88.УССР 192-092-88;

Вода техническая (водопроводная). ГОСТ 4979-49.

Приготовление составов вели следующим образом: в техническую воду вводили расчетное количество НТФ и тиония, перемешивали до полного растворения их и добавляли воду до заданного объема. Затем у свежеприготовленных растворов определяли межфазное натяжение ( дин/см²) на границе исследуемые растворы нефть сталагмометрическим методом на приборе конструкции УфНИИ. Сталагмометр состоит из микрометрического датчика, с помощью которого выдавливается капля нефти, шприца, где содержится нефть и капилляра, оттянутый, остро заточенный кончик которого помещен в стакан с исследуемым раствором. Капилляр предварительно калибруют и определяют его постоянную (К). Для калибровки используют "чистые" жидкости, например, гексан-дистиллированная вода. Для измерения межфазного натяжения исследуемых растворов использовали нефть Ромашкинского месторождения, плотностью 0,830 кг/м³. Межфазное натяжение определяли по формуле

K V_ср где межфазное натяжение, дин/см²;

К постоянная капилляра, с^-2;

V_ср. средний объем капли нефти в исследуемом растворе (по 10-ти измерениям) см³;

разность плотностей исследуемого раствора и нефти, кг/м³.

Нами было испытано 6-ть рецептур предлагаемого состава и одна известного.

В лабораторных условиях были испытаны на эффективность действия также чистые растворы (исходные составляющие), входящие в состав компонентов.

Исследования показали, что растворы НТФ обладают только разрушающим действием, а растворы тиония только гидрофобизирующим, смачивающим действием. Однако совместное присутствие их в составе оказывает синергетический эффект, при котором происходит одновременно смачивание, гидрофобизация и разрушение связей глинистых частиц, что способствует достижению поставленной цели.

Результаты испытаний приведены в таблице.

Из результатов, приведенных в таблице следует, что содержание тиония в количестве 0,1 мас. является нижним (состав 6), а 0,5 мас. верхним пределами (состав 9), позволяющим обеспечить достижение наиболее высоких положительных результатов с точки зрения поставленной цели. Дальнейшее увеличение содержания тиония нецелесообразно, так как величина межфазного натяжения существенно не изменяется, а количественное содержание является оптимальным, соответствует минимальным расходам (по сравнению с прототипом) по стоимости, является маловязким, что способствует более глубокому проникновению в глубь пласта и эффективному вытеснению из пор и трещин фильтрата бурового раствора и самого бурового раствора, эффективно очищает призабойную зону, а также вызывает дополнительный приток нефти.