Кислотний поверхнево-активний склад для обробки привибійної зони свердловини

1 Кислотний поверхнево-аісгивний склад для обробки привибійної зони свердловини, що включає суміш інгібованої соляної і фтористоводневої кислот, неюногенної поверхнево-активної речовини і води, який відрізняється тим, що склад додатково в емульгованому вигляді містить ефек тивний розчинник асфальто-смолистих і парафінових відкладів (АСПВ) при наступному співвідношенні компонентів, мас % інгібована соляна кислота в перерахунку на НСІ 4,5-19,0 фтористоводнева кислота 1,5-8,0 неюногенна поверхнево-активна речовина 1,0-5,0 розчинник АСПВ 5,0-25,0 вода решта 2 Склад по п 1, який відрізняється тим, що як розчинник АСПВ застосовують фракцію ароматичних вуглеводнів (толуолкселольну фракцію або суміш галопохідних розчинників) Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може бути використаний для обробки привибійної зони Відомий склад для обробки привибійної зони пласта, що включає поверхнево-активну речовину, наприклад, нафтовий або синтетичний сульфонат 0,25 - 3,0% і соляну кислоту концентрацією 5 - 24% (Автор, св СРСР № 1161699, кл Е 21 В 43/22 1984) Недоліком цього складу є невисокі відмиваючі властивості асфальто-смолистих і парафінових відкладів у привибійній зоні свердловині та недостатнє ефективне зниження водопроникності високопроникних пропластків неоднорідних пластів Найближчим до запропонованого винаходу за технічною суттю і отримуваним результатом є склад для обробки привибійної зони (автор, св СРСР № 1571224, кл Е 21 В 43/27, 1988) Недоліком цього способу є недостатня ефективність при обробці заглинизованої привибійної зони високообводнених свердловин В основу винаходу поставлено завдання створити такий кислотний поверхнево-активний склад, у якому, згідно з винаходом, за рахунок високих відмиваючих і розчинних властивостей досягається підвищення ефективності обробки привибійної зони високообводнених свердловин Для вирішення завдання запропоновано такий кислотний поверхнево-активний склад для обробки привибійної зони пласта, у якому згідно з винаходом, використовують суміш інгібованої соляної і фтористоводневої кислот неюногенної поверхнево-активної речовини (ПАР) і води, причому як розчинних асфальто-смолистих і парафінових відкладів (АСПВ) використовують в емульгованому вигляді ароматичних або галопохідних вуглеводнів при наступному співвідношенні компон fflEІ, мас % Інгібована соляна кислота в перерахунку на НСІ 5,0 -23.,0 Фтористоводнева кислота 2,0 -10,,0 Неюногенна поверхнево-активна речовина 1, 0-5.,0 Розчинник АСПВ 5,0 -25,0 Вода решта Для приготування цього кислотного поверхнево-активного складу використовують соляну кислоту (ТУ 4814-82) і фтористоводневу кислоту (ТУ 1426-84), а як неюногену ПАР оксиетилований алкілфенол, наприклад, марки Неонол АФ 9-12, а як розчинник АСПВ-фракцію ароматичних вуглеоднів або АПК-продукт (ТУ 2122-199-05-76-34-6894), що являє собою суміш галопохідних сполук Склад готується наступним чином Спочатку в ароматичному або галопохідному розчиннику або в суміші зазначених розчинників ю ю < 52522 розчиняють розрахункову КІЛЬКІСТЬ неюногенної ПАР, потім одержанний розчин ПАР змішують з водою, в яку попередньо додається розрахункова КІЛЬКІСТЬ соляної кислоти і фтористоводневої кислоти На відміну від відомих ПАР-кислотних складів для обробки привибійної зони зазначений склад, що являє собою мікроемульсійну систему, що добре фільтрується в пористе середовище і не тільки добре очищає привибійну зону пласта від відкладів солей і залишків бурових розчинів, але і пептизує і розчиняє парафіно-смолисті та асфальтенові відклади Крім того, зазначений склад в пластових умовах після його нейтралізації зберігає високі нафтовитісняючі властивості Для порівняльної оцінки ефективності дії складів готують склади згідно з винаходом і прототипом (А с №1571224) Запропонований склад готують вищезазначеним способом, а склад прототипу готують послідовним розчиненням неонолу і сільфонолу в розбавленій соляній кислоті в кількостях передбачених формулою винаходу Частина приготовлених кислотних поверхневоактивних складів аналізувалась на їх розчинну властивість по відношенню до штучно приготованої суміші, що складається із карбонату кальцію 50мас %, глини 20мас % і АСПВ ЗОмас % Розчинна властивість (Рв) складів оцінювалася за інтенсивністю протікання хімічної реакції, їх взаємодією з карбонатом кальцію і зменшенням ваги залишку суміші, що розчиняється, по закінченню хімічної реакції за формулою (1) Рв= [(Go-Gk) • 100]/Go, %, Таблиця № Склад 1 2 3 4 5 6 даний даний даний прототип прототип прототип ИПАР 0,25 1,0 3,0 Вміст компонентів, мас % НПАР АПК неї HF 1,0 5,0 4,5 2,0 2,5 10,0 10,0 5,0 5,0 25,0 19,0 10,0 0,1 5,0 1,0 10,0 2,3 23,0 де Go - наважка оброблювальної суміші, г, GK - нерозчинний залишок, після обробки суміші, г Нафтовитісняюча властивість порівнювальних ПАР - кислотних складів аналізувалася після їх нейтралізації карбонатом кальцію на насипній пласта моделі з кварцевим піском довжиною 50см та діаметром 1,1см, що має пористість 36% і проникність за водою 3,8мкм2 Зазначену модель спочатку насичували пластовою водою із загальним солевмістом 12,7% Після ЧОГО, воду витісняли нафтою при 20°С потім нафту витісняли тією ж пластовою водою до граничної обводненості до граничної обводненності вихідних проб рідини із керна При цьому кінцеве нафтовитіснення досягало 65 - 70% Підготовлені таким чином керни досліджувались на ефективність до відмиву залишкової нафти порівнювальними нейтральними складами при закачуванні їх оторочки в КІЛЬКОСТІ ОДНОГО порово го об'єму і потім витіснення вказаної оторочки пластовою водою до припинення виносу нафти з керна Досліди проводять при кімнатній (20°С ± 5°С) Нафтовитісняючу здатність порівнювальних складів оцінювали за КІЛЬКІСТЮ нафти додатково вилученої із керна, що виражається у вигляді коефіцієнта витіснення Nk в об'ємне процентах від залишкової нафти після його заводнення Результати досліджень розробленого складу і Вода 87,0 72,5 37,0 94,7 88,0 71,1 Розчинна здат- Нафтовідмиваюча ність, Рс, % здатність, NK, % 80,0 90,0 85,0 95,0 95,0 100,0 50,0 35,0 55,0 46,0 65,0 68,0 відомого складу, взятого за прототип, наведені в таблиці 3 наведених в таблиці даних видно, що запропонована суміш порівняно до прототипу має більш високу розчинну здатність не лише по відношенню до відкладень солей карбонату кальцію, але за однакових значень вмісту неюногенної ПАР (порівняння складів 2 і 5), має в 1,5 разу кращу розчину здатність по відношенню до АСПВ При цьому більш ніж в два рази покращується нафтовідмиваючі властивості в складу 2 порівняно зі складом 5 При вищому ВМІСТІ НСІ (23мас %) запропонований склад (склад 3) по відношенню до прототипу (склад 6) має чітко виражені розчинні властивості по відношенню глинистих часток (за рахунок наявності в складі HF) і 100% нафтовідмиваючі властивості (за рахунок підвищеного вмісту в складі неіногенної ПАР (5мас %) і ефективного розчинника АПК(25мас %) Порівнювальний прототип (склад 6) навіть при сумарному ВМІСТІ нешогенної ПАР в КІЛЬКОСТІ 5,3мас % і НСІ в КІЛЬКОСТІ 23мас % забезпечує розчинення штучно приготованої суміші лише на 65мас % це вказує на те, що розчинна здатність цього складу по відношенню АСПВ і глинистих складових (якщо припустити 100% розчинення карбонату кальцію) не перевищує 15% їх масового вмісту 52522 ДП «Український інститут промислової власності» (Укрпатент) вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119, Україна ( 0 4 4 ) 4 5 6 - 2 0 - 90 ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)216-32-71