Состав для обработки призабойной зоны скважины

Состав для обработки призабойной зоны скважины

Реферат

 

Состав для обработки призабойной зоны скважины включает, мас.%: 30 - 45%-ный раствор в изопропиловом спирте солей первичных аминов фракции C₁₀ - C₁₆ и концентрата низкомолекулярных кислот 0,05 - 0,50, полигликоли, отработанные в процессе осушки природного газа, содержащие, мас.%: тяжелые углеводороды C₁₂ и выше 5 - 6, газоконденсат 1 - 2, воду 0,9 - 1,0, механические примеси 0,01 - 0,03 и полигликоли остальное, 2 - 20, 8 - 14%-ный водный раствор соляной кислоты - остальное. Состав обеспечивает увеличение эффективности обработки призабойной зоны скважины, сложенной кварцесодержащими породами. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны скважины.

Известна композиция для обработки призабойной зоны скважины, включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту [1].

Известная композиция обладает невысокой эффективностью обработки призабойной зоны скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав для обработки призабойной зоны скважины, описанный в способе обработки призабойной зоны. Состав включает 6 - 24%-ный водный раствор соляной кислоты и раствор катионного поверхностно-активного вещества [2].

Известный состав не обладает достаточной эффективностью обработки призабойной зоны скважины, сложенной кварцесодержащими породами.

В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности обработки призабойной зоны скважины, сложенной кварцесодержащими породами.

Задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны скважины, включающий водный раствор соляной кислоты и раствор катионного поверхностно-активного вещества, согласно изобретению содержит водный раствор соляной кислоты 8 - 14%-ной концентрации, в качестве раствора катионного поверхностно-активного вещества содержит 30 - 45%-ный раствор в изопропиловом спирте солей первичных аминов фракции C₁₀-C₁₆ и концентрата низкомолекулярных кислот и дополнительно полигликоли, отработанные в процессе осушки природного газа, содержащие, мас.%: тяжелые углеводороды C₁₂ и выше 5 - 6, газоконденсат 1 - 2, вода 0,9 - 1,0, механические примеси 0,01 - 0,03 и полигликоли - остальное, при следующем соотношении компонентов, мас.%: 30 - 45%-ный раствор в изопропиловом спирте солей первичных аминов фракции C_10-16 и концентрата низкомолекулярных кислот - 0,05 - 0,50 Полигликоли, отработанные в процессе осушки природного газа, содержащие, мас. %: тяжелые углеводороды C₁₂ и выше 5 - 6, газоконденсат 1 - 2, вода 0,9 - 1,0, механические примеси 0,01 - 0,03 и полигликоли - остальное - 2 - 20 8 - 14%-ный водный раствор соляной кислоты - Остальное Существенными признаками изобретения являются: 1. Водный раствор соляной кислоты; 2. Раствор поверхностно-активного вещества; 3. Использование водного раствора соляной кислоты 8 - 14%-ной концентрации; 4. Использование в качестве раствора поверхностно-активного вещества 30 - 45%-ного раствора в изопропиловом спирте солей первичных аминов фракции C_10-16 и концентрата низкомолекулярных кислот; 5. Полигликоли, отработанные в процессе осушки природного газа, состава мас. %: тяжелые углеводороды C₁₂ и выше 5 - 6, газоконденсат 1 - 2, вода 0,9 - 1,0, механические примеси 0,01 - 0,03 и полигликоли - остальное; 6. Количественное соотношение компонентов.

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

Сущность изобретения При работе нефтедобывающих скважин происходит снижение проницаемости призабойной зоны и, как следствие, уменьшение дебита скважины. В предложенном изобретении решается задача увеличения дебита скважины за счет растворения карбонатных составляющих кварцесодержащих пород, растворения кольматирующих элементов, увеличения глубины проникновения и охвата пласта воздействием заявляемого состава.

Предложенный состав включает Дон-52-катионное ПАВ, представляющее собой соль алифатических аминов с концентратом низкомолекулярных кислот (НМК) в растворе изопропилового спирта. По внешнему виду - вязкая жидкость коричневого цвета с содержанием активного вещества от 30 до 45%, разработанная и выпускаемая Волгодонским филиалом НПО "СинтезПАВ" как ингибитор бактериальной коррозии.

Полигликоли, отработанные в процессе осушки природного газа, образуются в аппаратах осушки природного газа на газовых месторождениях. При этом полигликоли на станциях комплексной подготовки газа насыщаются тяжелыми углеводородами, газоконденсатом, водой, в них попадают механические примеси.

Состав готовят следующим образом.

Смешиваются полигликоли, отработанные в процессе осушки природного газа, с реагентом Дон-52, происходит их взаиморастворение в течение 1 ч. Затем к полученной смеси добавляется водный раствор соляной кислоты, происходит их взаимодействие до полного растворения в течение 1 ч. Результатом этого взаимодействия является снижение скорости растворения карбонатных составляющих кварцесодержащих пород, позволяющее увеличить глубину охвата коллектора воздействием, а также увеличение степени гидрофобизации породы, приводящее к снижению водонасыщенности призабойной зоны скважины.

Смесь 30 - 45%-ного раствора в изопропиловом спирте солей первичных аминов фракции C_10-16 и концентрата низкомолекулярных кислот с полигликолями, отработанными в процессе осушки природного газа и с 8 - 14%-ным водным раствором соляной кислоты, представляет собой однородный подвижный раствор коричневого цвета с запахом соляной кислоты, визуально не меняющий вид в течение суток.

Оценка эффективности предлагаемого состава проводилась в лабораторных условиях следующим образом.

Устойчивость состава оценивалась экспериментами в диапазоне температур 20 - 90^oC, которые показали, что состав устойчив в течение суток и представляет собой однородную однофазную систему коричневого цвета во всем указанном диапазоне температур.

Степень гидрофобизации определялась методом самопроизвольного впитывания воды в пористую среду. Оценка гидрофобизирующей способности состава осуществлялась на насыпных пористых средах, помещенных в стеклянные трубочки диаметром 6 - 7 мм, длиной 140 - 150 мм. Степень гидрофобизации образца пористой среды составом оценивалась по изменению смачиваемости этой среды до и после обработки ее данным составом, по формуле , где v - скорость самопроизвольного впитывания воды в пористую среду, г/мин; m_в - масса впитавшейся воды в образец с пористой средой, г; - интервал времени впитывания воды в пористую среду, мин.

Скорость растворения кварцесодержащей породы в глинокислоте (HCl 14%, HF 2%, вода остальное) до и после обработки породы данным составом оценивалась фиксированием величины потери веса образца породы за счет растворения в кислоте и соответствующему интервалу времени и определялась по формуле где v - скорость растворения кварцесодержащей породы, г/ч; m - масса растворенной породы в течение времени , г; - время растворения породы, ч.

Скорость растворения карбонатных пород оценивалась аналогичным вышеописанному образом, причем в качестве образца карбонатной породы использовался кубик мрамора с длиной ребра 1 см. Фиксировалась потеря веса образца за счет его растворения и выделения при реакции с соляной кислотой двуокиси углерода.

Состав используют следующим образом.

Состав закачивают в призабойную зону скважины и проводят технологическую выдержку не менее 12 ч. После этого скважину запускают в эксплуатацию.

Примеры конкретного выполнения.

Примеры 1 - 3 конкретного выполнения состава представлены в табл. 1.

Свойства заявленного состава приведены в табл. 2.

Из табл. 2 следует, что предложенный состав по примерам 1 - 3 обладает повышенной степенью гидрофобизации, снижает скорость растворения кварцесодержащих пород, позволяя при этом увеличить глубину охвата воздействием.

Применение предложенного состава позволит увеличить дебит скважины за счет снижения скорости растворения карбонатных составляющих кварцесодержащих пород, растворения кольматирующих элементов, увеличения глубины проникновения и охвата пласта воздействием заявленного состава, а также за счет усиления гидрофобизирующего эффекта.

Источники информации: 1. Патент РФ N 2013527, кл. E 21 B 43/22, оп. 1994 г.

2. Патент РФ N 2065032, кл. E 21 B 43/22, оп. 1996 г.

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны скважины, включающий водный раствор соляной кислоты и раствор катионного поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что содержит водный раствор соляной кислоты 8 - 14%-ной концентрации, в качестве раствора катионного поверхностно-активного вещества содержит 30 - 45%-ный раствор в изопропиловом спирте солей первичных аминов фракции C₁₀ - C₁₆ и концентрата низкомолекулярных кислот и дополнительно полигликоли, отработанные в процессе осушки природного газа, содержащие, мас.%: Тяжелые углеводороды C₁₂ и выше - 5 - 6 Газоконденсат - 1 - 2 Вода - 0,9 - 1,0 Механические примеси - 0,01 - 0,03 Полигликоли - Остальное, при следующем соотношении компонентов, мас.%: 30 - 45%-ный раствор в изопропиловом спирте солей первичных аминов фракции C₁₀ - C₁₆ и концентрата низкомолекулярных кислот - 0,05 - 0,50 Полигликоли, отработанные в процессе осушки природного газа, содержащие, мас.%: тяжелые углеводороды C₁₂ и выше 5 -6, газоконденсат 1 - 2, вода 0,9 - 1,0, механические примеси 0,01 - 0,03 и полигликоли - остальное - 2 - 20 Водный раствор соляной кислоты 8 - 14%-ной концентрации - Остальноеи

РИСУНКИ

Рисунок 1