Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин

 

Область применения: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин. Цель изобретения - снижение скорости реагирования кислотного состава с породой, удаление из призабойной зоны пласта тампонирующих компонентов (окислов металла, рыхлосвязанной воды и водонефтяной эмульсии) и увеличение способности состава повышать приток нефти в добывающие скважины и приемистости добывающих и нагнетательных скважин. Сущность изобретения: композиция для кислотной обработки, включающая, мас.%: поверхностно-активное вещество нефтенол ВВД 0,5 - 5,0; гидрофобизатор ИВВ-1 0,5 - 1,0; соляная кислота концентрацией 12 - 24 мас.%. 94,0 - 99,0. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин.

При разработке нефтяных месторождений наиболее распространенным видом обработки призабойных зон скважин является применение солянокислых обработок.

Однако эффективность применения традиционных кислотных составов невысока и имеет устойчивую тенденцию к снижению при повторных обработках.

В настоящее время предложено много способов повышения эффективности солянокислотных обработок [1, 2, 3], в том числе и использование комплексных кислотных составов с повышенной вязкостью, пониженным межфазным натяжением и замедленной скоростью реагирования соляной кислоты с породой.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для обработки пласта [3], включающий смесь анионоактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ и соляную кислоту концентрацией 5-24 мас.%.

Недостатками этой композиции являются быстрое время реагирования соляной кислоты с породой, невысокая нефтевытесняющая способность и неспособность снимать блокирующие экраны из водонефтяной эмульсии и рыхлосвязанной воды.

Целью изобретения является снижение скорости реагирования кислотного состава с породой, удаление из призабойной зоны пласта тампонирующих компонентов (окислов металла, рыхлосвязанной воды и водонефтяной эмульсии) и увеличение способности состава повышать приток нефти в добывающие скважины и приемистости добывающих и нагнетательных скважин.

Поставленная цель достигается тем, что для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин предлагается композиция, содержащая соляную кислоту с концентрацией 12-14 мас.%, комплексное поверхностно-активное вещество Нефтенол ВВД и катионный гидрофобизатор ИВВ-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%: Нефтенол ВВД - 0,5 - 5 ИВВ-1 - 0,2 - 1 Соляная кислота - 94,0 - 99 Существенными признаками предлагаемого технического решения являются поверхностно-активное вещество, соляная кислота, гидрофобизатор, использование в качестве поверхностно-активного вещества Нефтенола ВВД, использование в качестве гидрофобизатора ИВВ-1, количественное соотношение компонентов.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками.

Нефтенол ВВД представляет собой комплексное поверхностно-активное вещество - продукт частичного сульфирования оксиэтилированного алкилфенола Неонола АФ₉-10. выпускается по технологии АОЗТ "Химеко-ГАНГ" в соответствии с ТУ 2483-015 - 17197708-94. Содержит в своем составе в качестве активного вещества, мас.%: полигликолевые эфиры нонилфенолов 10-15: сульфоэтоксилаты полигликолевых эфиров нонилфенолов в форме натриевых или триэтаноламиновых солей - 12-25.

Внешний вид - вязкая коричневая жидкость с массовой долей активного вещества не ниже 30%, хорошо растворима в воде, плохо растворима в нефти, температура застывания не выше -30^oC. При проведении испытаний использовался Нефтенол ВВД с содержанием активного вещества 30,8 мас.%.

Гидрофобизатор ИВВ-1 /ТУ 6-01-1-407-89/ - катионный ПАВ, четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида. Эмпирическая формула - RN(CH₃)₂-C₆H₅Cl, где R - смесь алкильных остатков C₁₀ - C₁₈. Представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до желтого цвета с массовым содержанием активного вещества не ниже 50%. Хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне. Нерастворим в нефти. При проведении испытаний использовался гидрофобизатор ИВВ-1 с содержанием активного вещества 50,4 мас. %.

Соляная кислота ингибированная (ТУ 6-01-714-77) представляет собой желтоватую дымящую на открытом воздухе жидкость. Содержание HCl не ниже 22 мас.%, плотность 1154-1188 кг/м³, температура замерзания - 58^oC.

Примеры иллюстрируют эффективность предлагаемой композиции по сравнению с прототипом и компонентов композиции в отдельности в опытах: по растворению карбоната кальция (мрамора); при вытеснении остаточной нефти из керна, моделирующего призабойную зону пласта нагнетательной скважины с остаточной нефтенасыщенностью.

В ходе исследований параллельно проводили определение межфазного натяжения кислотных композиций на границе с углеводородной фазой (керосин) методом "вращающейся капли".

Составы готовились по следующей методике.

Составы-прототипы готовятся путем растворения в стакане на механической мешалке навесок моющего средства МЛ-72 в 12%-ной соляной кислоте.

Предлагаемые композиции и растворы компонентов композиции в отдельности готовились путем растворения в стакане на механической мешалке рассчитанных навесок ИВВ-1 и Нефтенола ВВД в соляной кислоте соответствующей концентрации.

Пример 1. В 97 г 15%-ной соляной кислоты при механическом перемешивании вводят 1 г ИВВ-1 и 2 г Нефтенола ВВД. Получается композиция, содержащая 1 мас.% ИВВ-1 и 2 мас.% Нефтенола ВВД в 15%-ной соляной кислоте.

Аналогичным образом готовили композиции другого состава.

Скорость растворения карбоната кальция (мрамора) определялась на основании потери веса, которую регистрировали в параллельнопроводимых опытах путем помещения образцов в химические стаканы, заполненные 100 мл кислотной композиции. Стакан устанавливали на электронные весы с цифровым индикатором. После начала растворения фиксировали изменение веса во времени. В ходе исследований определялось время, необходимое для растворения 50 и 100% веса образца мрамора. Объемы кислотных композиций содержали более чем удвоенное количество соляной кислоты, необходимое для полного растворения породы. Образцы мрамора представляли собой кубики весом 2-5 г.

Пример 2. Навеску мрамора 3,33 г помещали в 100 мл кислотной композиции, содержащей 1 мас. % гидрофобизатора ИВВ-1 в 12%-ной соляной кислоте. Время потери 50% веса составило 24 мин 39 с; время потери 100% веса составило 1 ч. 40 мин.

Аналогичным образом проводили испытания и композиций другого состава.

Нефтевытесняющую способность кислотных композиций 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 месторождений Ноябрьского региона фракции 0,1-0,25 мм. Модель под вакуумом насыщается водой, весовым способом определяется пористость и проницаемость модели по воде. После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяется начальная нефтенасыщенность. В экспериментах использовали природную нефть плотностью 850 кг/м³ и динамической вязкостью 10 МПас при 20^oC. Начальное вытеснение проводили водой (три пороговых объема) и определяли коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через модель фильтровали один поровый объем испытуемой кислотной композиции и три поровых объема воды, определяли прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Пример 3. В модель пласта с проницаемостью по воде 3,8 мкм² и начальной нефтенасыщенностью 72,3% закачивали три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляла 29,5%, коэффициент вытеснения нефти водой - 0,59. Через модель фильтровали один поровый объем кислотной композиции следующего состава, мас. %: нефтенол ВВД - 2,0; гидрофобизатор ИВВ-1 - 1,0; кислота соляная 15%-ная - 97,0. Кислотную композицию продвигали тремя поровыми объемами воды. Остаточная нефтенасыщенность модели после закачки кислотной композиции и продвижения ее водой составляет 12,3%, общий коэффициент вытеснения нефти - 0,83, прирост коэффициента вытеснения нефти - 0,24.

Аналогичным образом испытывали кислотные композиции другого состава.

Состав композиций, скорость растворения ими карбоната кальция, их нефтевытесняющая способность и межфазное натяжение на границе с керосином представлены в таблице.

По сравнению с прототипом время нейтрализации соляной кислоты в предлагаемой кислотной композиции увеличилось на 50-90%, прирост коэффициента вытеснения нефти увеличился на 15-90%.

Следует отметить, что отсутствие в составе композиции какого-либо из компонентов (Нефтенола ВВД или гидрофобизатора) существенно снижает ее эффективность (примеры 15-18).

При содержании в композиции менее 0,5 мас.% нефтенола ВВД и менее 0,5 мас.% гидрофобизатора (пример 20) ее эффективность резко падает, поэтому эти значения могут быть приняты за минимальное содержание в составе композиции данных реагентов. Увеличение концентрации Нефтенола ВВД выше 5 мас.% и гидрофобизатора выше 1 мас.% (пример 19) не приводит к существенному увеличению эффективности композиции, поэтому использовать составы с содержанием химреагентов выше этих концентраций нецелесообразно. Кислотный состав с концентрацией соляной кислоты ниже 12 мас.% (пример 22) характеризуется плохими нефтевытесняющими свойствами, увеличение концентрации кислоты выше 24 мас.% (пример 21) не ведет к уменьшению времени нейтрализации соляной кислоты и не сопровождается значительным увеличением нефтевытесняющей способности композиции. На основании этого оптимальная концентрация соляной кислоты составляет 12-24 мас.%.

Кислотную композицию применяют следующим образом.

Композиция готовится в цехе химизации или непосредственно у скважины. В емкость подается сначала рассчитанное количество нефтенола ВВД и гидрофобизатора ИВВ-1, а затем при перемешивании соляная кислота. После получения гомогенного состава композиция закачивается в пласт агрегатами типа ЦА-320. После закачки композиции в скважину ее продавливают в пласт рабочей жидкостью - для нагнетательных скважин технической или сеноманской водой, для добывающих скважин водой или нефтью. После выдержки в течение 12-24 ч. скважину пускают в эксплуатацию.

Обработка данной кислотной композицией 3 добывающих скважин в НГДУ "Холмогорнефть" АО "Ноясбрьскнефтегаз" позволило получить дополнительно более 7028 т нефти, на 1 т закаченных химреагентов в среднем получено 328 т нефти.

Формула изобретения

Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, отличающаяся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют нефтенол ВВД-продукт частичного сульфирования оксиэтилированного алкилфенола-неонола АФ9-10, дополнительно композиция содержит гидрофобизатор ИВВ-1-четвертичное аммониевое соединение на основе продукта конденсации третичного амина и бензилхлорида, а соляную кислоту используют с концентрацией 12 - 24% при следующем соотношении компонентов, мас.%: Нефтенол ВВД - 0,5 - 5,0 ИВВ-1 - 0,5 - 1,0 Соляная кислота - 94,0 - 99,0л

РИСУНКИ

Рисунок 1

Другие изменения, связанные с зарегистрированными изобретениями

Изменения:Публикацию о досрочном прекращении действия патента на изобретение считать недействительной

Номер и год публикации бюллетеня: 7-2005

Извещение опубликовано: 27.04.2005        БИ: 12/2005