Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта Советский патент 1991 года по МПК E21B43/22 

/ зобоетен -р cт oc-лтcя к нефтяно1/ аро- мышленнсоги, р частности к составам дня интенсификаи-ли рабог нагнетательных и добывающих с вахи -s

изобр&гения - повышение эффективности jocTb i 35 с ег лучшения его неф- тееы i8Ch3tC -U ix и ррого -т свойств

Цля этот в гос.ав, смесь поверхнссп 0-а .-пвны/ и соля1 ую

КПСЛС , ДОГ Mir-YuHG ПОГИЗКрИЛамид г)1. спд оапг1 cc:; 0iue /in ком-с- S4 сч, мае %

C 4LOo ineopxnocTiiO-s Tt ,ix BeuiecTs0,25 -2,0

Полиа фила мд0,012 - 00 i

5-19% нзя Со ь-ая , -:лотаОстапьиоэ

В качестзе criecu ПАВ и„по -0 ют ., щче средства марок M l 2 mi fviT 80 дсржащис казанну о смесь в ксни го менее 35 мае %

Состав гоговят путе i растворения в - лгной К1л°лоте т эобходи-.ого кол имеете Crf.ecv ПАВ ( или N/ Л-801 а зэ i с i .ipe ваоительчо приго счгенного 0 t - 1 0%- i- го водного раогьоос пот ачр ..яз путек c ;icujивг q 35- 0%-hOi о пзствэс j полмако - лица г ,1011 ki слс c.i 11 r - с еду 0с1,его растсоре счеси to о ,гзнно KOI иеч л Ц Пз 1 rieofixop1 voni TD .этоь si i--eco лянокислот - ые повегчностчо ач|ьвч полимерсодеохащпе составы разбзвлень или раствором полимера

S4

до необходимого содержания ингредиентов.

При растворении АПАВ, НПАВ и поли- акриламида (ПАА) в соляной кислоте образуется сульфокислота, оксониевое соединение и полиакриламид, содержащий звенья акриловой кислоты, соответственно. Эти продукты взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярные полиакриламидные комплексы, которые обладают повышенными нефтевытесняющими и реологическими неньютоновскими свойствами по сравнению с известными соляно-кислотными составами.

Обладая этими свойствами, состав эффективно создает сопротивление закачке как самого состава, так и в последующем воды и высокопроницаемой хорошодрени- руемой части призабойной зоны пласта и за счет высоких нефтевытесняющих свойств обеспечивает подключение в разработку слабодренируемой или недренируемой нефтенасыщенной части пласта. В результате увеличивается коэффициент охвата залежи заводнением.

Пример. Определение эффективности состава проводят в сравнении с прототипом при вытеснении остаточной нефти после заводнения из керна, моделирующего приза- бойную зону пласта скважины с остаточной нефтенасыщенностью. В качестве полиак- риламида используют полиакриламид мол. м. 16 млн, а в качестве соляной кислоты - ингибированную 24%-ную соляную кислоту.

Составы по прототипу готовят путем растворения 0,29 - 2,0 МЛ-72 или МЛ-80 в 90 мл ингибированной соляной кислоты. Затем добавляют воду из расчета получения содергания смеси ПАВ такого же, как в данном сосгаве, который готовят так же, как состав прототипа, затем вводят при перемешивании 0,5 - 1,0%-ный раствор полиакрилаг.ида до заданного его содержания в иоставе.

Модель пласта (керн) длиной 50 см и диаметром 1,1 см, представленную кварцевым песком и имеющую пористость 36 - 38% и проницаемость по воде 3,8-4,0 мкм . насыщают пластовой водой с общим содержанием солей 12,0%. Воду вытесняют нефтью вязкостью 8,7 мПа с при 20°С в объеме трех норовых объемов керна, а затем нефть вытесняют водой с содержанием солей 1,59% до предельной обводненности выходящих из керна проб жидкости. При этом конечный коэффициент вытеснения нефти достигает 79 - 8 1 %.В керн последовательно закачивают испытуемый раствор в количестве 100% от объема пор керна и три объема пор керна воды. Опыты проводят при 60°С.

Эффективность состава оценивают по

количеству нефти, вытесненной из модели пласта, и выражают в виде коэффициента вытеснения (г)н} в объемных процентах от остаточной нефти после заводнения керна (нефтевытесняющие свойства) и по остаточному фактору сопротивления фильтрации воды после состава (ROCT реологические свойства), т.е. отношение подвижности воды при остаточной нефте- насыщенности керна (до прокачки соста

ва) к подвижности воды после прокачки испытуемого состава. При это, чем выше ROCT, тем выше реологические сзойства состава.

Результаты испытания составов приведены в таблице. При введении в состав- прототип подиакриламида улучшаются как нефтевытесняющие, так и реологические свойства (ср, составы 4с 10, 5с11,бс12. 8 с 13 ив с 14). Однако при содержании

полиакриламида ниже 0,012% технологические свойства данного состава несущественно (в пределах ошибки методик их определения) отпичаются от аналогичных свойств состава-прототипа (ср, состав 3 с 10).

Таким образом, нижний предел содержания полиакриламида в данном составе составляет 0,012%, За верхний предел его содержания принято 0,1 % (см. состав 7), исходя из экономических соображений.

Из сравнения эффективности данного состава (составы 1 и 2 с составами 4 и 6) видно, что нижний предел содержания смеси ПАВ в данном составе составляет 0,25%, тогда как верхний предел содержания их в

составах, исходя из экономических соображений, принят 2% (см. состав 7).

Таким образом, дополнительное введение 0,012 - 0,1% полиакриламида в 0,25 - 2,0%-ный раствор смеси ПАВ в соляной кислоте повышает эффективность состава по сравнению с составом-прототипом за счет улучшения нефтевытесняющих и реологических свойств.

Состав используют для интенсификации работы водонагнетательных и нефтедобывающих скважин. Он может быть использован для освоения скважин после бурения и ремонта, для перевода добывающей скважины в водонагнетательную, для

очистки насосно-компрессорных труб, ствола скважины от солевых отложений и т.д.

По сравнению с известным данный состав позволяет дополнительно добыть 10 - 12 т нефти на 1 м состава.

Формула изобретения

Состав для кислотной обработки приза- бойной зоны пласта, включающий поверхностно-активные вещества, и соляную кислоту, отличающийся тем, что, с целью улучшения нефтевытесняющих и реологических свойств, состав дополнительно содержит полиакриламид при следующем соотношении компонентов, мас.%: Поверхностно-активные вещества0.25 - 2,0

Полиакриламид0,012-0,1

Соляная кислотаОстальное

Технологические свойства составов