Склад для обробки привибійної зони свердловини

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважин. Прототипом изобретения является состав для обработки призабойной зоны скважины, содержащий гидроокись щелочного металла, эмульгатор и углеводородный растворитель [1]. Данный состав эффективен для удаления асфальто-смолисто-парафиновых отложений с металлических поверхностей (трубы, резервуары и т.д.). Однако состав не может быть применен для обработки призабойной зоны скважин, призабойная зона которых закольматирована глинистыми частичками, асфальто-смолистыми и парафиновыми образованиями или связанной водой. Вызвано это следующим. Состав имеет высокое поверхностное натяжение и не может уменьшить капиллярное давление в порах продуктивного пласта. В связи с этим состав имеет низкую проницаемость в продуктивных отложениях. Задачей изобретения является уменьшение сил поверхностного натяжения на границе нефть-водагорная порода. Эта задача достигается в результате того, что в составе для обработки призабойной зоны скважины, содержащем гидроокись щелочного металла, эмульгатор и углеводородный растворитель, дополнительно содержится метанол при следующем соотношении компонентов, мас,%: За счет низкого поверхностного натяжения такой состав имеет повышенную проницаемость. Кроме физического воздействия на материал, закупоривающий поры продуктивного пласта, предлагаемый состав оказывает и химическое воздействие, вступая в реакцию с глинистым материалом и породой скелета пласта. Так как данный состав имеет ^высокую подвижность и проникающую способность, то достигается обработка призабойной зоны на значительную глубину. В последующем при освоении обработанной скважины продукты реакции (также за счет высокой подвижности состава) выносятся на поверхность из всей обработанной зоны. Поэтому достигается высокая эффективность обработки. Состав применяют следующим образом. В емкость равномерно разливают применяемый состав. Этот состав закачивают в скважину в ее призабойную часть и залавливают в пласт под давлением. Скважину оставляют под давлением для реагирования, например, на 24 часа и после этого ее пускают в работу. Эффект при обработке данным составом достигается за счет следующего: метанол понижает силы поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Это благоприятно влияет на удаление связанной воды (находящейся в микропорах продуктивного пласта и блокирующей его). Кроме этого, при попадании молекул метанола на породу продуктивного пласта, происходит обезвоживание глинистого материала (как попавшего при бурении на глинистом растворе, так и находящегося там в виде цемента). Обезвоживание вызывает появление трещин между агрегатами глинистых частиц и зернами породы. По трещинам улучшается проникновение состава в глубину пласта, а в процессе дальнейшей работы скважины - проникновение воды (в нагнетательной скважине) или облегчается прохождение нефти (в нефтяной скважине). Эмульгатор-стабилизатор ЭС-2 способствует стабилизации действия названного состава, улучшает эмульгирование его компонентов в углеводородном растворителе, обеспечивает их более равномерное распределение. Улучшает процессы эмульгирования в пласте, что тоже способствует улучшению проницаемости в обрабатываемой части пласта. Применение гидроксида натрия или калия позволяет из глинистых частиц "удалить" кварцевый материал, такое же действие оказывается и на кремнесодержащие породы. Реакция идет по такой схеме: 2. NaOH + SiO2 = Na2SiO3 + Н2О. Силикат Na2SiO3 является хорошим эмульгатором, хорошо растворимым в воде, и не смешивается в углеводородной среде. А так как SiO2 являются связующими звеньями в глинистых частицах, то связь между частицами нарушается, а окислы металлов (например АІ 2О3 и др.), оказавшиеся вне молекулярной связи с другими элементами глинистой молекулы, превращаются в мелкодисперсные частицы и легко выносятся по каналам нефтяного пласта в момент циркуляции. В результате улучшается процесс очистки призабойной зоны скважины. Диспергированию разрушенных частиц и др. помогает следующее. Так как в углеводородном растворителе всегда имеются нафтеновые кислоты, то в результате взаимодействия гидроксида натрия (или калия) образуются соли нафтеновых кислот, являющиеся поверхностно-активными веществами. Эти ЛАВ являются очень активными и диспергирующими веществами, снижают адгезию частиц (глинистых, асфальто-смолистых и др.) и горной породе. В результате разрушается корочка из таких частиц, оставшаяся после бурения освоения или в нагнетательных скважинах от засорения скважины при нагнетании недостаточно очищенной воды. А в нефтяных - корочка образуется от прилипания парафина, асфальтосмолистых и др. частиц). В процессе воздействия гидроксида натрия на метанол образуются алкоголята, снижающие межфазное натяжение скважиной жидкости до 8-10 эрг/м2. Это дополнительно повышает эффективность действия на названные корочки и прилипшие к порам продуктивного пласта частицы. Это приводит к увеличению проницаемости, т.е. и приемистости скважины. Образовавшиеся вышеназванные ПАВ и метанол хорошо распределяются в углеводородном растворителе (нефти и др.), поэтому получается однородная смесь и не отслаивается. Такая смесь при попадании в нее продуктов реакции "Не засоряет" и не закупоривает поры пласта при прокачивании ее по пласту. Углеводородный растворитель (конденсат, нефть и др.) растворяет асфальто-смолисто-парафиновые материалы, которые закупорили поры пласта. Растворение ускоряется наличием метанола и гидроксида натрия или калия за счет снижения межфазного натяжения на границе фаз: нефть-раствор щелочи. Пример: Способ применили при обработке призабойной зоны на скважине №82-А Анастасьевка. Данные по скважине: Эксплуатационная колонна Æ146 мм опущена на глубину 4701 м. Интервал деформации: 4482-4557 м. На скважине нет приемистости. Призабойная зона загрязнена глинистым раствором. Продуктивные отложения представлены терригенными отложениями: песчаник с аргиллитом. Забойная температура 127° С. Состав применили следующим образом. Приготовили 6 м3 раствора при следующем содержании компонентов: нефти 5140 л., щелочи NaOH - 600 л, 40% концентрации, эмульгатора -- стабилизатора ЭС-2 240 л и метанола 120 л. Все это тщательное перемешали в мерниках агрегата путем замкнутой циркуляции и продавили нефтью на забой скважины. Приготовленный раствор задавали в продуктивный пласт при давлении 300 кгс/см2 и скважину остановили на 24 часа для реагирования. После этого скважину освоили с помощью газлифта и получили приток нефти 15 тонн в сутки. Преимущества предлагаемого изобретения. 1. Состав позволяет эффективно обрабатывать как нефтяные, так нагнетательные скважины с терригенными коллекторами, сложенными глинистыми породами и кремнийсодержащими, имеющими низкую проницаемость, с наличием парафина и др. Особенно эффективен на больших глубинах с забойной температурой больше 120°С, где кислотные растворы не могут быть применены из-за их малой активности в таких условиях. 2. Технология применения состава проста и не требует переподготовки персонала. 3. Применяемые материалы недефицитны. Состав прошел лабораторные и промысловые испытания в Ахтырском НГДУ и принят здесь для внедрения техсоветом НГДУ 10.06.94 г.