Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин

 

Сущность изобретения: композиция для кислотной обработки, включающая поверхностно-активное вещество Нефтенол ВВД (0,5 - 5,0 мас.%), катионный гидрофобизатор - четвертичное аммониевое соединение формулы [R₁R₂R₃N⁺CH₂C₆H₅] Cl^-, где R₁=алкил C₈-C₁₈; R₂=CH₃; C₂H₅; C₃H₇; R₃= CH₃; C₂H₅; C₃H₇ - (0,5 - 1,0 мас.%) и соляную кислоту концентрацией 12 - 24 мас. % (94,0 - 99,0 мас.%). Цель изобретения: снижение скорости реагирования кислотного состава с породой, удаление из призабойной зоны пласта тампонирующих компонентов (окислов металла, рыхлосвязанной воды и водо-нефтяной эмульсии) и увеличение способности состава повышать приток нефти в добывающие скважины и приемистости добывающих и нагревательных скважин. 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 соляно-кислых 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 соляно-кислотных обработок [1, 2, 3], в том числе и использование комплексных кислотных составовв с повышенной вязкостью, пониженным межфазным натяжением и замедленной скоростью реагирования соляной кислоты с породой. Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для обработки пласта (авт. св. СССР N 1161699, кл. E 21 B 43/22, 1984), включающий смесь анионоактивных и неионногенных поверхностно-активных веществ и соляную кислоту концентрацией 5 - 24 мас.%.

Недостатком этой композиции является быстрое время реагирования соляной кислоты с породой, невысокая нефтевытесняющая способность и неспособность снимать блокирующие экраны из водно-нефтяной эмульсии и рыхлосвязанной воды.

Цель изобретения - снижение скорости реагирования кислотного состава с породой, удаление из призабойной зоны пласта тампонирующих компонентов (окислов металла, рыхлосвязанной воды и водо-нефтяной 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 - 24 мас.%, комплексное поверхностно-активное вещество Нефтенол ВВД и катионный гидрофобизатор (четвертичное аммониевое соединение формулы - [R₁R₂R₃N⁺CH₂C₆H₅] Cl^-, где R₁ = алкил C₈-C₁₈; R₂ = CH₃; C₂H₅; C₃H₇; R₃ = CH₃; C₂H₅; C₃H₇) при следующем соотношении компонентов, мас.%: Нефтенол ВВД - 0,5 - 5 Гидрофобизатор - 0,5 - 1 Соляная кислота - 94 - 99 Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие: 1. Поверхностно-активное вещество; 2. Соляная кислота; 3. Катионный гидрофобизатор; 4. Использование в качестве поверхностно-активного вещества Нефтенола ВВД; 5. Использование в качестве катионного гидрофобизатора четвертичного аммониевого соединения формулы - [R₁R₂R₃N⁺CH₂C₆H₅] Cl^-, где R₁ = алкил C₈-C₁₈; R₂=CH₃; C₂H₅; C₃H₇; R₃=CH₃; C₂H₅; C₃H₇;
6. 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 2483-015-17197708-97. Содержит в своем составе в качестве активного вещества, мас.%: полигликолиевые 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 - катионный ПАВ, четвертичное аммониевое соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида. Формулы - [R₁R₂R₃N⁺CH₂C₆H₅] Cl^-, где R₁=алкил C₈-C₁₈; R₂=CH₃; C₂H₅; C₃H₇; R₃ = CH₃; C₂H₅; C₃H₇. В качестве гидрофобизатора могут использоваться, например, такие продукты как Катамин АБ или ARQUAD (марки CB-50 или CB-80, или 2HTB-85, или HTB-75, или MCB-50, или MCB-80), или др. Продукты представляют собой прозрачную жидкость от бесцветного до желтого цвета или пасту. Растворимы в воде, хорошо растворимы в спиртах и ацетоне. Не растворимы в нефти. При проведении испытаний использовались растворы катионного гидрофобизатора с содержанием активного вещества 48 - 52 мас.%, в случае большей концентрации основного вещества в товарной форме (ARQUAD марки CB-80, 2HTB-85, HTB-75 и MCB-80) продукт разбавляли водой.

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 готовились 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 расчитанных навесок гидрофобизатора и Нефтенола ВВД в соляной кислоте соответствующей концентрации.

Пример 1. В 97 г 15%-ной соляной кислоты при механическом перемешивании вводят 1 г Катамина АБ (49,5 мас.%) и 2 г Нефтенола ВВД. Получается композиция, содержащая 1 мас.% Катамина АБ 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 параллельно проводимых опытах путем помещения образцов в химические стаканы, заполненные 100 мл кислотной композиции. Стакан устанавливали на электронные весы с цифровым индикатором. После начала растворения фиксировали изменени 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 100 мл кислотной композиции, содержащей 1 мас. % гидрофобизатора Катамина АБ в 12%-ной соляной кислоте. Время потери 50% веса составило 24 мин 28 с; время потери 100% веса составило 1 ч 36 мин.

Аналогичным образом проводили испытания и композиции 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 меторождений 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 M_макс при 20^oC. Начальное вытеснение проводили водой (три поровых 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 Катамин АБ - 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 13,7%, общий коэффициент вытеснения нефти - 0,81, прирост коэффициента вытеснения - 0,22.

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 51 - 54, 59 - 60, 65 - 66, 71 - 72).

При содержании в композиции менее 0,5 мас.% Нефтенола ВВД и менее 0,5 мас. % гидрофобизатора (примеры 56, 62, 68, 74) 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.% (примеры 55, 61, 67, 73) 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.% (примеры 58, 64, 70, 76) характеризуется плохими нефтевытесняющими свойствами, увеличение концентрации кислоты выше 24 мас.% (примеры 57, 63, 69, 75) 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 расчитанное количество Нефтенола ВВД и катионного гидрофобизатора, 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.

Формула изобретения

Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, отличающаяся тем, что в ее состав включены в качестве поверхностно-активного вещества нефтенол ВВД - комплексный ПАВ, продукт частичного сульфирования оксиэтилированного алкилфенола неонола АФ₉-10 и катионный гидрофобизатор - катионный ПАВ, четвертичное аммониевое соединение формулы
[R₁R₂R₃N⁺ CH₂C₆H₅] Cl^-,
где R₁ - C₈ - C₁₈-алкил;
R₂ - CH₃; C₂H₅; C₃H₇;
R₃ - CH₃; C₂H₅; C₃H₇,
а соляную кислоту используют с концентрацией 12 - 24% при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Нефтенол ВВД - 0,5 - 5,0
Гидрофобизатор - 0,5 - 1,0
Соляная кислота - 94,0 - 99,0о

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2