кислотный состав для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин

Формула изобретения

Кислотный состав для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающий поверхностно-активное вещество и 12 - 24 мас.% соляную кислоту, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют СИНОЛ-Кам - комплексный препарат на основе катионоактивных и амфолитных ПАВ при следующем соотношении компонентом, мас.%

СИНОЛ-Кам - 0,5 - 3,0

Соляная кислота - 97,0 - 99,5о

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны продуктивных нефтяных пластов.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине, включающий соляную кислоту и улучшающую гидрофобизирующую добавку [1] . Недостатком данного состава является достаточно высокое межфазное натяжение на границе раздела с нефтью, что ведет к снижению нефтевытесняющей способности композиции и снижает эффективность обработки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин [2], включающая смесь комплексного поверхностно-активного вещества НЕФТЕНОЛ ВВД, катионный гидрофобизатор ИВВ-1 и соляную кислоту концентрацией 12-24 мас.%.

К недостаткам данной композиции следует отнести сравнительно невысокую нефтеотмывающую способность и недостаточную степень восстановления проницаемости призабойной зоны пласта после обработки при применении достаточно высоких концентраций поверхностно-активных веществ.

Целью изобретения является увеличение нефтеотмывающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела с нефтью и как следствие увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин при более низких, по сравнению с прототипом, концентрациях применяемых в композиции поверхностно-активных веществ.

Поставленная цель достигается тем, что для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин предлагается кислотный состав, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-24 мас.% и комплексное поверхностно-активное вещество СИНОЛ-Кам при следующем соотношении компонентов, мас.%:

СИНОЛ-Кам - 0,5-3,0

Соляная кислота - 97,0-99,5

Существенными признаками предлагаемого технического решения являются:

1. Соляная кислота.

2. Поверхностно-активное вещество.

3. Использование в качестве поверхностно-активного вещества СИНОЛа-Кам.

4. Количественное соотношение компонентов.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3 и 4 являются существенными отличительными признаками.

Соляная кислота ингибированная абгазовая (ТУ 6-01-714-77) или синтетическая (ГОСТ 857-78) представляет собой желтоватую дымящую на воздухе жидкость. Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте составляет: ТУ 6-01-714-77 - 22% (марка А) и 20% (марка Б); ГОСТ 857-78 - 35% (марка А) и 31,5% (марка Б).

СИНОЛ-Кам представляет собой комплексное поверхностно-активное вещество - водно-гликолевый раствор смеси катионных и амфолитного ПАВ, выпускается ЗАО НПФ "БУРСИНТЕЗ" в соответствии с ТУ 2482-001-48482528-98. Содержит в своем составе, мас.%: алкилдиметилбензиламмоний хлориды 10-15; гидрохлориды алкилдиметиламинов 1-4; окиси алкилдиметиламинов 5-8 (где алкил=C₁₂H₂₅-C₁₄H₂₉); полиэтиленгликоли 25-30; вода 45-55.

Внешний вид - коричневая жидкость с массовой долей активного вещества 18-25 мас.%, хорошо растворима в воде, плохо растворима в нефти, температура застывания не выше -30^oC. При проведении испытаний использовался образец СИНОЛа-Кам с содержанием активного вещества 22,5 мас.%, содержание КПАВ 12,3 мас.%.

Оценка эффективности предлагаемого состава по сравнению с прототипом проводилась в лабораторных условиях в опытах по вытеснению остаточной нефти из керна, моделирующего призабойную зону пласта нагнетательной скважины с остаточной нефтенасышенностью, а также по изменению величины межфазного натяжения кислотных составов на границе с нефтью.

Предлагаемые составы и составы-прототипы готовились путем растворения в стакане при помощи механической мешалки в соляной кислоте соответствующей концентрации.

Пример 1. В 98 г 20%-ной соляной кислоты при механическом перемешивании вводят 2,6 г СИНОЛа-Кам и 30 г воды. Получается состав, содержащий 2 мас.% СИНОЛа-Кам в 15%-ной соляной кислоте.

Аналогичным образом готовили и другие кислотные составы.

Опыты по измерению межфазного натяжения проводились на приборе тензиометре типа "Спиннинг-Дроп" по методу вращающейся капли. Эксперименты проводились при 20^oC, использовалась природная нефть с плотностью 0,850 г/см³. Измерение межфазного натяжения проводилось следующим образом: 2 мл кислотного состава помещали в измерительную ячейку прибора и микрошприцом в смесь вводили каплю нефти. Затем ячейку начинали вращать, при этом капля вытягивалась. Одновременно измерялись скорость вращения и диаметр капли.

Межфазное натяжение расчитывали по формуле [3]:

= e(vd)³n²(_{состава}-_нефти),

где межфазное натяжение, мН/м;

e - фактор уравнивания размерностей;

v - фактор увеличения в микроскопе:

d - диаметр капли, мм;

n - число оборотов, с^-1;

- плотность г/см³.

Нефтевытесняющую способность кислотных составов определяли в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой колонку из нержавеющей стали длиной 444 мм, внутренним диаметром 30 мм, заполненную дезинтегрированным керном пласта БС11 Муравленковского месторождения фракция 0,1-0,25 мм. Модель под вакуумом насыщали водой, весовым способом определяли пористость и проницаемость модели по воде. После этого в модель под давлением нагнеталась нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появлялась чистая (без воды) нефть, определялась начальная нефтенасыщенность. В экспериментах использовали природную нефть Муравленковского месторождения плотностью 850 кг/м³ и динамической вязкостью 10 МПас при 20^oC. Начальное вытеснение проводили водой (три поровых объема) и определяли коэффициент вытеснения нефти по воде. Использовалась модель пластовой воды с общей минерализацией 16 г/л (4,5 г/л CaCl₂; 11,5 г/л NaCl). Затем через модель фильтровали один поровый объем испытуемого кислотного состава и три поровых объема воды, определяли прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Пример 2. В модель пласта с проницаемостью по воде 3,5 мкм² и начальной нефтенасыщенностью 71,8% закачивали три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляла 30,8%, коэффициент вытеснения нефти водой - 0,57. Через модель фильтровали один поровый объем кислотного состава, содержащего мас.%: СИНОЛ-Кам - 2,0; кислота соляная 15%-ная - 98,0. Кислотный состав продвигали тремя поровыми объемами воды. Остаточная нефтенасыщенность модели после закачки кислотного состава и продвижения его водой составляет 11,8%, общий коэффициент вытеснения нефти - 0,84, прирост коэффициента вытеснения - 0,27.

Аналогичным образом испытывали кислотные композиции другого состава.

Состав композиций, их нефтевытесняющая способность и межфазное натяжение на границе с нефтью представлены в таблице.

По сравнению с прототипом при равных концентрациях ПАВ по активному веществу прирост коэффициента вытеснения нефти составил 30-60%.

При содержании в кислотном составе менее 0,5 мас.% СИНОЛа-Кам (пример 15) его эффективность значительно снижается. Увеличение концентрации СИНОЛа-Кам выше 3 мас.% (примеры 13, 14) не дает существенного увеличения эффективности кислотного состава. Кислотный состав с концентрацией соляной кислоты ниже 12 мас.% обладает значительно меньшей нефтевытесняющей способностью, увеличение концентрации соляной кислоты выше 24 мас.% не приводит к значительному увеличению эффективности кислотного состава. Таким образом, оптимальная концентрация соляной кислоты составляет 12-24 мас.%.

Кислотный состав рекомендуется применять следующим образом.

Состав готовится в цехе химизации либо непосредственно у скважины.

В емкость подается расчитанное количество СИНОЛа-Кам, а затем при перемешивании - соляная кислота необходимой концентрации. После получения гомогенного состава он выдерживается в емкости не менее 1 часа, а затем закачивается в пласт агрегатами типа ЦА-320. После закачки кислотного состава в скважину его продавливают в пласт рабочей жидкостью: для нагнетательных скважин - технической или сеноманской водой, для добывающих скважин - водой или нефтью. После выдержки состава в пласте в течение 12-24 часов скважину пускают в эксплуатацию.

Литература:

1. Патент Российской Федерации N 2061860, кл. E 21 B 43/27, 1993.

2. Патент Российской Федерации N 2109937, кл. E 21 B 43/27, 1996 - Прототип.

3. Миттел К. Мицелообразование и микроэмульсии.- М.: 1980, с. 77.