Состав для обработки призабойной зоны пласта

Состав для обработки призабойной зоны пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин, в том числе снизивших свою продуктивность в процессе разработки нефтяной залежи.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки состава, включающий соляную кислоту, добавку - поверхностно-активное вещество СИНО-Кам на основе катионоактивных и амфолитных ПАВ и воду (см. патент РФ №2151284, МПК⁷ Е21В 43/27, опубл. 20.06.2000 г.).

Недостатком этого состава является низкая эффективность обработки фациально-неоднородных пластов на поздней стадии разработки.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий следующие компоненты, мас.%: 20%-ая соляная кислота 6,0-14,0; добавка - отход производства изопропилового спирта гидратацией пропилена в присутствии серной кислоты со стадии гидролиза (полимерная фракция) 60,0-75,0, вода - остальное (см. патент РФ №2055173, МПК⁶ Е21В 43/27, опубл. 27.02.1996 г.).

Данный состав недостаточно эффективен в малопроницаемых заглинизированных коллекторах, содержащих значительное количество связанной воды, ввиду отсутствия в нем компонентов, разрушающих ее структуру и гидрофобизирующих поверхность породы.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный состав для обработки призабойной зоны пласта, представленного низкопроницаемым глинистым коллектором или понизившим свои фильтрационные характеристики вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом в ходе технологических операций, позволяющих за счет снижения количества связанной воды и набухаемости глин, их диспергирования, разрушения и последующего выноса, увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий галоидоводородную кислоту, добавку и воду, в качестве добавки содержит капролактам и/или его олигомеры с молекулярной массой менее 8000 и/или соли указанных олигомерно-лактамных соединений, общей формулы - где m=3-12; n=1-10; Х^-- -Cl^-, -Br^-, , или их смеси при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Галоидоводородная кислота	5,0-80,0
Капролактам и/или его производные	0,5-35,0
Вода	Остальное

В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит низшие одноатомные алифатические спирты (С₁-С₃) и/или гликоли (до С₇), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Галоидоводородная кислота	5,0-80,0
Капролактам и/или его производные	0,5-35,0
Низшие одноатомные алифатические
спирты (С1-С3) и/или гликоли (до С7)	3,0-50,0
Вода	Остальное

Также состав дополнительно содержит органофосфонат и/или поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Галоидоводородная кислота	5,0-80,0
Капролактам и/или его производные	0,5-35,0
Низшие одноатомные алифатические
спирты (C1-С3) и/или гликоли (до С7)	3,0-50,0
Органофосфонат и/или поверхностно-активное вещество	0,1-10,0
Вода	Остальное

Капролактам используют по ГОСТ 26743.1-91.

В качестве олигомеров с молекулярной массой менее 8000 используют олигомерно-лактамный концентрат - сборный технологический отход при производстве поли-∈-капроамида, образующийся на стадиях полимеризации ∈-капролактама и регенерации использованного ∈-капролактама (продукты отгона, кубовый остаток, шлам). Олигомерно-лактамный концентрат содержит ∈-капролактам, его линейные и циклические олигомеры.

∈-Капролактам и/или его олигомеры с молекулярной массой менее 8000 повышает коэффициент самодиффузии молекул воды и приводит к разрушению водных ассоциатов с тетраэдрической структурой, организующих дальный порядок в жидкости и присутствующих в воде до его введения и появлению ассоциатов с протоно-донорной функцией, что естественно усиливает действие всех компонентов состава.

В качестве галоидоводородной кислоты используют соляную кислоту по ТУ 6-01-714-77, ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 2458-264-05765670-99, или в смеси с плавиковой кислотой по ТУ 48-5-184-78, ГОСТ 2567-89, или смесь этих кислот по ТУ 6-01-14-78-88. В качестве фтористоводородной кислоты (HF) используют кислоту по ТУ 6-09-2622-88, ТУ 113-08-523-82, ГОСТ 10484-78.

Соляная и плавиковая кислоты растворяют и диспергируют карбонатную и глинистую компоненты пласта.

В качестве органофосфонатов используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) по ТУ 6-09-5065-82, ТУ 6-09-5283-86; оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) по ТУ 6-02-1215-81; цинковый комплекс ОЭДФ (ТУ 2439-258-05763458-98); комплексонат НТФ-цинк (ТУ 2439-002-24210860-99 от 1.02.1999 г.).

Введение органофосфонатов позволяет избежать загрязнения пласта вторичными осадками, образующимися в ходе обработки призабойной зоны.

В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют поверхностно-активные вещества из группы, состоящей из неионогенных, анионоактивных, катионоактивных, цвиттерионных или амфотерных поверхностно-активных веществ, например, неонол АФ₉-6,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена по ТУ 38.507-63-171-91, ОП-10 - полиэтиленгликолевый эфир алкилфенола по ГОСТ 8433-81, оксанол КД-6 по ТУ 6-14-821-87, катапин А по ТУ 6-01-816-75, фосфенокс Н-9 по ТУ 6-00-5763445-13-89, оксифос-КД-6 по ТУ 6-02-1148-78, оксифос Б-1 ПАВ по ТУ 6-02-1336-86, сульфонол по ТУ 07510508; сульфонол НП-3 по ТУ 84.509.81; сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88; алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензоалсульфонаты по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87; ДОН-52 по ТУ 2484-006-047-6205-93; ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89; лапрол 4202-2Б-30 по ТУ 2226-039-05766801-95, лапрол 5003-2Б-10 по ТУ 2226-023-104 В8057-95, лапрол 5003-2-15 по ТУ 2226-006-10488057-94, лапрол 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94, МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99; нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197705-00, смешанные этоксилированные и пропоксилированные октил/дециловые спирты, нонилфенокси-поли(этиленокси)-этанол, полиэтоксилированный талловамин, алкилбензолсульфонат щелочных металлов, алкилсульфаты, алкилэфиросульфаты, сульфаты алкилариловых эфиров, диалкилсульфосукцинаты, алкилфосфаты и эфирофосфаты щелочных металлов; алифатические или ароматические жирные амины, алифатические жирные амиды и четвертичные производные аммония; бетаины и их производные, лецитины, производные имидазола, глицинаты и их производные, амидопропионаты и оксиды жирных аминов; алкоксилированные жирные кислоты, полиалкоксилированные алкилфенолы, полиалкоксилированные жирные спирты, полиалкоксилированные или полиглицерированные жирные амиды, блоксополимеры этиленоксид/пропиленоксид, алкил-глюкозиды, алкилполиглюкозиды, сукроэфиры, сложные эфиры сукрозы, сукроглицериды и сложные эфиры сорбитана; или их смеси.

Введение поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет:

снизить скорость взаимодействия состава с карбонатной породой;

отмыть и диспергировать асфальтосмолопарафиновые отложения, образующиеся в процессе эксплуатации пласта;

диспергировать глинистые компоненты в составе;

исключить вероятность образования вторичных осадков и нефтекислотных эмульсий.

В качестве низших одноатомных алифатических спиртов (C₁-С₃) и гликолей (до C₇) предлагаемый состав содержит, например, метиловый спирт по ГОСТ 2222-78; этиловый спирт по ГОСТ 18300-87, ТУ 2421-019-55871762-01; изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84; этиленгликоль по ГОСТ 10164-75; диэтиленгликоль по ТУ 2423-151-0020335-2003.

Низшие одноатомные алифатические спирты (C₁-С₃) и/или гликоли (до C₇) обеспечивают возможность использования состава при низких температурах. Они обладают диспергирующими свойствами по отношению к компонентам обрабатываемых отложений.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав для обработки призабойной зоны пласта, позволяющий за счет подавления набухания глин, их разрушения и частичного растворения увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

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

Объем закачиваемого состава составляет 1,0-5,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта. После закачки состава дают выдержку для реагирования в течение 15-24 часов. Вынос продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют после выдержки при освоении скважины.

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

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности обработки призабойной зоны пласта с использованием известного и заявляемого составов.

Преимущества и эффективность использования предлагаемого состава по сравнению с наиболее близким аналогом оценивали по таким показателям, как способность эффективно снижать количество связанной воды, блокирующей проходное сечение поровых каналов и значительные запасы остаточной нефти, и улучшать фильтрационные характеристики продуктивного пласта после его обработки.

Пример 1. Определение динамики различных типов вод в образцах керна под воздействием предлагаемых составов

Берут 5,0 г соляной кислоты, добавляют к ней 1,0 г капролактама и 94 г воды (см. табл.1, пример 1).

Аналогичным образом, используя различные компоненты и варьируя содержанием компонентов, готовят и другие составы (см. табл.1, примеры 2-26).

Исследования по связанной (T₁) и свободной (Т₂) воде импульсным методом ЯМР проводили на отечественных релаксометрах серии ЯМР-002 (расчет релаксационных параметров осуществлялся по программе фирмы Bruker. Для измерения времени Т₁ использовали импульсную последовательность 90° - τ - 90° -τ -180°. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что обработка кернов предлагаемым составом приводит к уменьшению количества связанной воды (особенно для низкопроницаемых коллекторов) и увеличению смачиваемости породы. По всем исследованным образцам наблюдается линейная зависимость между процентным содержанием коротковременной фазы, отражающим содержание связанной воды в образцах, и газопроницаемостью. Обработка кернов предлагаемым составом приводит для всех образцов к уменьшению содержания связанной воды и увеличению газопроницаемости (фиг.1).

В зависимости от Ков образцы можно разделить на три основные группы [Тульбович Б.И. Петрофизическое обоснование эффективности извлечения углеводородов.-М.: Недра, 1990.-186 с.]: плохие (Ков>0,7), средние (0,7>Ков>0,3) и хорошие (Ков<0,3). Распределение образцов по группам в динамике до и после обработки показано на фиг.2. В результате обработки большинство образцов переходит из одной группы в другую, что свидетельствует об улучшении коллекторских (фильтрационно-емкостных) свойств породы.

Пример 2. Влияние анализируемых составов на изменение фильтрационного сопротивления пласта проводили на насыпной модели пласта, представляющей собой трубку длиной 1000 мм и диаметром 30 мм, заполненную кварцевым песком с добавлением 25 мас.% карбоната кальция (модель карбонатного пласта) или кварцевым песком с добавлением 7,0 мас.% бентонитовой глины (модель терригенного пласта).

Определение фильтрационного сопротивления пласта проводили следующим образом. Модель пласта насыщают водой, при этом определяют ее проницаемость по воде (К_в). Затем проводят вытеснение воды из модели пласта нефтью, при этом определяют ее проницаемость по нефти (К_н). После чего в пласт закачивают не менее двух объемов пор анализируемого состава, который также вытесняют водой, а затем нефтью. Изменение фильтрационного сопротивления модели пласта Q до и после обработки определяют по формуле

где К_1(в,н) и К_2(в,н) - проницаемость модели пласта по воде _(в) и нефти _(н) до ₍₁₎ и после ₍₂₎ закачки состава, мкм².

Из табл.2, где приведены данные по изменению проницаемости карбонатной и терригенной моделей пласта до и после их обработки анализируемыми составами, следует, что в сравнении с известными, ОПЗ скважин предлагаемыми составами позволяет существенно (в 1,5-2 раза) снизить фильтрационное сопротивление пласта при закачке воды в нагнетательные скважины и 2-2,5 раза увеличить приток нефти из добывающих скважин.

Предлагаемый кислотный состав для обработки призабойной зоны скважин, в качестве компонентов для его приготовления включает доступные и широко используемые в нефтегазовой промышленности технические продукты, а его приготовление производится непосредственно у обрабатываемой скважины с применением стандартного оборудования, используемого для ОПЗ нагнетательных или добывающих скважин

Таблица 1
№ п/п	№ образца	Содержание компонентов состава, мас.%	Параметры ЯМР
Галоидоводородная кислота	Капролактам и/или его производные	Низшие одноатомные алифатические спирты (C1-C3) и/или гликоли (до C7)	Органофосфонат	Поверхностно-активное вещество	Вода	До обработки(Т2/Т1)	После обработки(T2/T1)
%	MC	%	MC
1	1a	5,0	1,0	0,0	0,0	0,0	94,0	72,0/28,0	214/61	80,0/20,0	190/22
2	2б	8,0	10,0	0,0	0,0	0,0	82,0	68,0/32,0	220/25	76,0/24,0	166/24
3	2г	11,0	0,5	50,0	0,0	0,0	38,5	58,6/41,4	154/41	65,6/34,4	148/18
4	3б	14,0	1,0	44,0	0,0	10,0	31,0	59,4/40,6	214/54	77,1/22,9	164/27
5	3д	17,0	3,0	0,0	0,0	0,0	80,0	71,0/29,0	202/45	78,8/21,2	169/23
6	4б	20,0	20,0	41,0	0,0	0,0	19,0	21,3/78,7	232/69	68,7/31,3	75/15
7	4в	23,0	10,0	38,0	10,0	0,0	19,0	35,2/64,8	175/44	60,0/40,0	86/19
8	5г	26,0	35,0	0,0	0,0	0,0	39,0	64,1/35,9	278/63	71,1/28,9	266/49
9	5ж	29,0	30,0	35,0	0,0	0,0	6,0	78,5/21,5	237/32	81,4/28,6	202/30
10	6б	32,0	25,0	32,0	5,0	5,0	1,0	57,7/42,3	253/61	66,2/33,8	150/17
11	6г	35,0	10,0	0,0	0,0	0,0	55,0	63,7/36,3	280/66	82,3/17,7	219/24
12	7в	38,0	5,0	29,0	0,0	0,0	28,0	23,2/76,8	244/25	56,3/43,7	136/20
13	7д	41,0	20,0	26,0	5,0	0,1	7,9	20,4/79,6	124/16	54,4/45,6	129/22
14	8а	44,0	17,0	0,0	0,0	0,0	39,0	65,2/34,8	241/56	80,6/19,4	201/27
15	8б	47,0	14,0	23,0	0,0	0,0	16,0	72,1/27,9	222/27	77,3/22,7	197/29
16	9а	50,0	10,0	20,0	0,1	5,0	14,9	48,3/51,7	350/83	68,4/31,6	320/72
17	9г	53,0	30,0	0,0	0,0	0,0	17,0	61,3/38,7	299/55	67,2/32,8	272/45
18	10б	56,0	12,0	17,0	0,0	0,0	15,0	15,7/84,3	198/23	28,1/71,9	178/41
19	10в	59,0	10,0	14,0	2,5	2,5	12,0	10,7/89,3	143/14	30,8/69,2	123/35
20	11а	62,0	8,0	0,0	0,0	0,0	30,0	22,6/77,4	209/37	47,5/52,5	150/35
21	11б	65,0	10,0	11,0	0,0	0,0	14,0	19,9/80,1	143/31	51,8/48,2	130/30
22	12в	68,0	0,5	9,0	0,1	0,0	22,4	20,8/79,2	195/43	53,5/46,5	193/36
23	12г	71,0	6,0	0,0	0,0	0,0	23,0	19,0/81,0	204/40	54,6/45,4	72/16
24	13г	74,0	5,0	6,0	0,0	0,0	15,0	28,1/71,9	227/45	54,0/46,0	135/19
25	14в	77,0	4,0	3,0	0,0	0,1	15,9	17,4/82,6	229/31	23,9/76,1	118/26
26	14д	80,0	3,5	0,0	0,0	0,0	16,5	16,5/83,5	208/33	23,7/76,3	162/24
Известный способ
27	8б	14,0	-	-	-	-	-	28,3/71,7	330/72	34,4/65,6	325/70

Таблица 2
№ п/п	Состав для обработки скважины	Тип насыпной модели пласта	Проницаемость модели пласта, мкм2	Q, % - снижение фильтрационного сопротивления
до обработки	после обработки
K1B	K1H	К2В	К2Н	воды	нефти
Предлагаемый состав
1*	п.1-26 (табл.1)	карбонат.	0,285	1,673	0,591	3,379	107,4	102,0
2*	п.1-26 (табл.1)	терриген.	0,857	0,934	1,840	1,998	114,7	113,9
Известный состав
3	п.27 (табл.1)	карбонат.	0,241	1,344	0,359	1,895	49,0	41,0
4	п.27 (табл.1)	терриген.	0,873	0,865	1,54	1,372	76,4	58,6
*) - осредненные показатели по 26 составам

1. Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий галоидоводородную кислоту, добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки содержит капролактам и/или его олигомеры с молекулярной массой менее 8000 и/или соли указанных олигомерно-лактамных соединений, общей формулы - [NН₂ ⁺-(СО₂)_m-CO]_n X^-, где m=3-12; n=1-10; Х^-- -Сl^-, -Br^-, -NO₃ ^-, -HSO₄ ^-, или их смеси при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Галоидоводородная кислота	5,0-80,0
Капролактам и/или его производные	0,5-35,0
Вода	Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит низшие одноатомные алифатические спирты (С₁-С₃) и/или гликоли (до C₇) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Галоидоводородная кислота	5,0-80,0
Капролактам и/или его производные	0,5-35,0
Низшие одноатомные алифатические
спирты (С1-С3) и/или гликоли (до C7)	3,0-50,0
Вода	Остальное

3. Состав по п.2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит орга-нофосфонат и/или поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Галоидоводородная кислота	5,0-80,0
Капролактам и/или его производные	0,5-35,0
Низшие одноатомные алифатические
спирты (C1-С3) и/или гликоли (до С7)	3,0-50,0
Органофосфонат и/или поверхностно-активное вещество	0,1-10,0
Вода	остальное