Состав для обработки призабойной зоны пласта

Состав для обработки призабойной зоны пласта

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобыче. В основу изобретения положена задача создание эффективного и недорогого состава для комплексной обработки призабойной зоны пласта. Новый состав для обработки призабойной зоны пласта содержит следующие компоненты, мас.%: соляная кислота 7 - 20; отработанный растворитель производства тиосодержащего полиэфира ТПМ 2 - полимера или водно-метанольную фракцию 25 - 40; отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 2 - 20; неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество 0,5 - 3,0; вода - остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтеотдаче, в частности к составам для обработки призабойной зоны неоднородного по проницаемости нефтяного пласта.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий, мас. %: соляная кислота 10-20; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,3-1,0; ацетон 20-40; вода - остальное (авт. свид. N 1513131, кл. E 21 B 43/27, опублик. 1989).

Недостатком данного состава является его низкая эффективность при снижении фильтрационного сопротивления для нефти и поэтому для обработки призабойной зоны добывающих скважин он не пригоден.

Известна эмульсия для обработки призабойной зоны пласта, содержащая, мас.%: соляно- или глинокислотный раствор 35-49; маслорастворимый эмульгатор 2,0-3,0; ароматические углеводороды 27-48; щелок черный моносульфитный 15-21% (патент РФ N 1838596, кл. E 21 B 43/27, опублик. 1993).

Данная эмульсия недостаточно эффективна при обработке призабойной зоны пласта, а также нестабильна во времени.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий, мас.% лигносульфонаты технические 10-30; водорастаоримые алифатические спирты или гликоли или глицерин 5-10; раствор соляной кислоты 15-18%-ной концентрации [1].

Известный состав недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов и из-за повышенной вязкости состава. При его закачке в скважины требуются высокие градиенты давления, что может привести к порыву колонны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий, 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 АФ9-6 или Синтамид-5 0,5-2,5; вода - остальное [2].

Недостатками известного состава являются: - невысокая эффективность обработки призабойной зоны из-за недостаточно низкой скорости растворения карбонатов; - высокая стоимость органических компонентов состава.

В основу изобретения положена задача создать эффективный и недорогой состав для комплексной обработки призабойной зоны пласта, сложенной карбонатной породой, терригенной породой с загрязнениями, образованными остатками бурового раствора, асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО).

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны, включающий соляную кислоту, растворитель, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов, неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество и воду, в качестве растворителя содержит отработанный растворитель производства ТПМ-2 полимера или водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%: Соляная кислота - 7 - 20 Отработанный растворитель производства ТПМ-2 полимера или водно-метанольная фракция - 25 - 40 Отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов - 2 - 20 Неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество - 0,5 - 3,0 Вода - Остальное Соляную кислоту используют по ГОСТ 3118-74, ГОСТ 857-88, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 6-01-04689381-80-92, ТУ 6-01-5743167-93-88, ТУ 6-01-1194-79, ТУ 38-103141-78. Введение соляной кислоты способствует растворению карбонатов.

Введение отработанного растворителя производства ТПМ-2 полимера или водно-метанольной фракции позволяет снизить скорость взаимодействия состава с карбонатной породой, гомогенизировать его и растворитель АСПО, образовавшиеся в результате эксплуатации скважины.

Отработанный растворитель производства ТПМ-2 полимера представляет собой спиртоводную смесь следующего состава, мас.%: Основное вещество, не менее - 60 ТПМ-2 полимер (тиосодержащий полиэфир), не более - 0,5 Сульфаты, не более - 0,6 Вода - Остальное Состав растворителя выпускается по ТУ 38.303-04-25-94.

Водно-метанольная фракция - побочный продукт при гидроликубового остатка диметилфосфита в производстве фосфористой кислоты технической и представляет собой водный раствор метилового спирта с концентрацией 70-80%, СТП 145-95.

В качестве отхода производства целлюлозно-бумажной промышленности используются лигносульфонаты по ТУ 13-028-1036-029-94, получающиеся при сульфитной варке целлюлозы.

В качестве неионогенного оксиалкилированного поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют - Неонолы АФ9-6, АФ9-12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, ТУ 38.507-63-171-91; - ОП-4, ОП-10 - оксиэтилированные алкилфенолы, представляющие собой продукты обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, ГОСТ 8433-81; - синтамид-5 - неионогенный препарат, ТУ 6-02-640-80.

При введении неионогенных оксиэтилированных ПАВ совместно с отходом производства целлюлозно-бумажной промышленности образуется гомогенный состав, стабильный при перевозке и хранении, обеспечивающий эффективную обработку призабойной зоны пласта. Более эффективно для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин использовать состав с использованием в качестве ПАВ - АФ9-12, ОП-10, а для добывающих скважин - АФ9-6, ОП-4, синтамид-5.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно улучшить технологические свойства состава за счет снижения скорости его реакции с карбонатами, удаления АСПО, глинистых частиц, уменьшение фильтрационного сопротивления для нефти.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке призабойной зоны пласта, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критериям "Новизна" и "Изобретательский уровень".

Состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости.

Для доказательства соответствии изобретения критерию "Промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности обработки призабойной зоны пласта с использованием предлагаемого и известного составов.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по скорости растворения мрамора и по изменению фильтрационного сопротивления пласта.

Скорость реакции состава с карбонатами оценивали по методике, описанной в книге М.Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985, с. 55.

Составы готовят следующим образом.

Пример 1 (заявленный состав). К 24 г (24 мас.%) пресной воды добавляют 27 г (30 мас.%) отработанного растворителя производства ТПМ-2 полимера, 40 г концентрированной соляной кислоты, что составляет 12 мас.% HCl и 28 мас.% воды. Смесь перемешивают 10 мин, затем в нее добавляют 10 г (5 мас.%) лигносульфоната жидкого и 1 г (1 мас.%) Неонола АФ9-6 и перемешивают еще 30-40 мин (см. табл. 1, опыт 1).

Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл. 1, опыты 2 - 29).

Пример 2 (прототип). К 24 г (24 мас.%) пресной воды добавляют 30 г (30 мас. %) 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 жидкого и 1 г (1 мас.%) Неонола АФ9-6 и перемешивают еще 30-40 мин (см. табл. 1, опыт 30).

Как видно по данным табл. 1, скорость растворения карбонатов снижается с 7,01 до 1,07 - 6,20 г/м³ч.

Для определения изменения фильтрационного сопротивления по нефти проводят модельные испытания. Берут насыпные модели пористой среды длиной 18 см и поперечным сечением 2,5 см², заполненные кварцевым песком и с добавлением 10% карбоната кальция. Модели насыщают водой, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего закачивают испытываемый состав и вытесняют его нефтью. В другом варианте, после закачки нефти проводят ее вытеснение водой, затем закачивают испытываемый состав, который также вытесняют водой. Изменение фильтрационного сопротивления определяют по формуле где K_1(в,н) и K_2(в,н) - проницаемость модели до и после закачки состава, мкм².

Результаты испытания составов приведены в табл. 2.

Из табл. 2 видно, что при использовании предлагаемого состава уменьшается фильтрационное сопротивление с 40-60% до 91-125%.

Предлагаемый состав по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами: - позволяет повысить производительность добывающих скважин; - повышает приемистость нагнетательных скважин; - утилизирует крупнотоннажные отходы производства.

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, растворитель, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов, неионогенное оксиалкилированное поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют отработанный растворитель производства тиосодержащего полиэфира ТПМ-2-полимер или водно-метанольную фракцию при следующем соотношении компонентов, мас.%: Соляная кислота - 7 - 20 Отработанный растворитель производства тиосодержащего полиэфира ТПМ-2-полимер или водно-метанольная фракция - 25 - 40 Отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов - 2 - 20 Неионогенное оксиалкилированное ПАВ - 0,5 - 3,0 Вода - Остальноез

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2