Жидкость для обработки призабойной зоны пласта

Жидкость для обработки призабойной зоны пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Ii >) 768954

Союз Советскик

Социалистических

Республик (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 05.03.79 (21) 2750363/22-03 с присоединением заявки № (23) Приоритет (43) Опубликовано 07.10.80. Бюллетень № 37 (45) Дата опубликования описания 07.10.80 (51) М. Кл.

E 21В 43/27

Государственный комитет (53) УДК 622,245.54 (088.8) по делам изобретений и открытий (72) Авторы изобретения Г. М. Швед и М. А. Романов (71) Заявители Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти «Союзтермнефть» и Нефтегазодобывающее управление «Приазовнефть» (54) ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЬ

ПЛАСТА

* I

;-. Гт Я « - А,:„:41йр .

- «

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств для восстановления или увеличения проницаемости нефтеносного 5 пласта.

На тех нефтяных месторождениях, где имеются отложения монтмориллонитовых, каолинитовых и гидрослюдистых глин, проявляющихся в виде отдельных пропластков 10 и цементирующего вещества в песчаных коллекторах, при попадании в призабойную зону пластовых вод или воды от термообработки резко снижается дебит нефти.

Причиной этого является разбухание гли- 15 нистого цементирующего материала песчаных коллекторов. Снижение дебита усугубляется еще и отложением в призабойной зоне, так называемых, асфальто-смолистых веществ. 20

Известен способ стабилизации водочувствительных глин при обработке призабойной зоны пласта, заключающийся в последовательной обработке пласта метиловым или этиловым спиртом или их смесью, затем 25 раствором фосфорной кислоты или пятиокиси фосфора в том же спирте. Раствор оставляют на время реакции, после чего вымывают водой или россолом (1).

Недостатком указанного способа обработки с использованием известного раствора является невозможность восстановления первоначальной проницаемости призабойной зоны пласта при обработке пласта с глинистыми разностями, так как обработка указанным раствором производят стабилизацию глинистого материала, но . не производят усадки его до первоначального объема. Кроме того, применяемый раствор не очищает поры пласта от асфальто-смолистых веществ.

Известна жидкость для обработки призабойной зоны пласта, включающая спирты, углеводородный материал и поверхностно-активное вещество (2).

Недостатком указанной жидкости является низкая растворяющая способность при обработке пласта с глинистыми разностями и отсутствие способности увеличения фазовой проницаемости для нефти.

Цель изобретения — увеличение растворяющей способности жидкости при обработке пласта с глинистыми разностями и придание ей способности увеличения фазовой проницаемости для нефти.

Достигается поставленная цель тем, что в жидкость дополнительно вводят мегилсилантриол (I KSK-11), а в качестве спир768954

0,1 — 1,0

60 — 90 тов используют смесь диоксановых спиртов и эфиров при следующем коли1чественном соотношении ингредиентов, вес. %:

Диоксановые спирты и эфиры 60 — 90

Метилсилантриол (ГК К-11)

Поверхностно-активное вещество 0,5 — 10,0

Углеводородный материал 5,0 — 29,0

Жидкость содержит смесь диоксановых спиртов и эфиров согласно ТУ-38-103243-74.

Осуществление применения жидкости для обработки призабойной зоны на практике достигается следующим образом:

1. Расчетный объем раствора готовят путем смешения составляющих компонентов, вес. %:

Диоксановые спирты и эфиры (Т-66)

Метилсилантриол (ГКЖ-11) 0,1 — 1,0

Поверхностно-активное вещество 0,5 — 10,0

Углеводородный материал 5,0 — 29,0 перед закачкой их в скважину или раньше, Время приготовления не зависит от времени использования. Приготовленный раствор хранится длительное время без изменения свойств, термостабилен.

2. При подготовке скважины к обработке забой ее очищают от песчаной пробки, переводят на дегазированную нефть и определяют приемистость.

3. В цементировочном агрегате готовят расчетный объем предложенной жидкости и тщательно перемешивают насосом агрегата.

4. В другом цементировочном агрегате готовят нефть для продавки жидкости на забой скважины.

5. Приготовленную жидкость по насоснокомпрессорным трубам закачивают в скважину и продавливают нефтью в пласт.

6. Скважину закрывают на 24 часа для реагирования. Через 24 часа она осваивается.

Смесь диоксановых спиртов и эфиров (Т-66) поглощает воду, производит усадку частиц глин и растворяет асфальто-смолистые вещества.

Метилсилантриол (гидрофобная кремнийорганическая жидкость) (ГК5К-11), являющаяся гидрофобизирующим средством, резко снижает проницаемость пород по воде, а следовательно, повышает проницаемость по нефти, в связи с чем существенно повышается дебит нефти.

ГКЖ-11, проникая в составе раствора в призабойную зону, помимо изоляции водонасыщенной части, гидрофобизирует породы в нефтенасыщенной части пласта, так как частицы породы содержат на своей

55 тилсилантриол), 4,0 г поверхностно-актив-. ного вещества и 5,0 г углеводородной жидкости и затем исследование выполнялось аналогично примеру 1.

Пример 4. В 90 г диоксановых спиртов и эфиров добавляется 0,1 r гидрофобной кремнийорганической жидкости (метилсилантриол), 0,5 г поверхностно-активного вещества и 9,4 г углеводородной жидкости. Исследование выполнялось аналогично примеру 1.

Лабораторные исследования проводились следующим образом.

При бурении скважины № 135 Анастасиевско-Троицкого месторождения с продуктивного интервала 1516 — 1522 м были отобраны образцы породы, содержащие глиповерхности слой адсорбированной влаги, Проникая в нефтецасыщенную часть ГК5К взаимодействует с водой, адсорбированной на поверхности частиц породы и связывает

5 ее. При этом на поверхности частиц породы протекает процесс поликонденсации с образованием полимерной пленки. Одновременно образуются адсорбционные связи между полимером и породой.

10 Образовавшаяся гидрофобная пленка из полисилоксана придает гидрофобные свойства породе и снижает проницаемость ее для воды, без снижения проницаемости для нефти. ц Поверхностно-aKTHBHoe вещество типа алкилсульфонатов, например, способствует лучшему проникновению раствора по пласту, а углеводородный материал (например, газолин) предназначен для растворения

20 асфальто-смолистых веществ в призабойной зоне и снижения плотности раствора.

Предлагаемая жидкость была исследована в лабораторных и промышленных усло.виях. Для лабораторных исследований бы25 ла составлена жидкость в четырех вариантах:

Пример 1. В 60 г диоксановых спиртов и эфиров добавляется 1,0 г гидрофобной кремний органической жидкости (ме30 тилсилантриол), 10 r поверхностно-активного вещества и 29 г углеводородной жидкости. Раствор тщательно перемешивается, Затем раствором насыщались керны породы, содержащие глинистые частицы и ас35 фальто-смолистые вещества, оставлялись на реагирование сроком на 24 часа и определялась проницаемость их на приборе

АКМ-2.

Пример 2. В 75 г диоксановых спир4о тов и эфиров добавляется 0,7 r гидрофобной кремний органической жидкости (ме. тилсилантриол), 5,3 г поверхностно-активного вещества и 19,0 г углеводородной жидкости, смесь перемешивалась и исследова45 ния проводились аналогично примеру 1.

Пр и мер 3. В 90 г диоксановых спир-. тов и эфиров добавляется 1,0 г гидрофобной кремнийорганической жидкости (ме768954

Проницаемость дарси, М

Состав раствора для обработки пласта, вес. о;, Коэффициент набухания и усадки глин после обработки до обработки по нефти по воде по нефти по воде

0 и &"

g v щ о

Ф уац

Дои ож М

omù о,й ж о.э

3 оч

О в .О III о

lQ (Я Ц

v w

ы а о

Ж

О о о о

Ф и

Ф:( о о. о оо

Ф

<У р(Й и ж

z р о о й о

К са ъ IQ,Ю И (О и С0 Р :(И я

I- O а рр t

< aS III V ао

v цо mom

I ой

gg

v о в ко

К Ж о ф о о

III f д

ox+ иво дарси дарси дарси дарси

0,32

0,37

0,35

0,39

0,010 95

0,07 665

0,068 69

0,069 67

0,30 30

0,32 45

0,32 33

0,30 30

60,0

75,0

90,0

90,0

0,21

0,20

0,22

0,21

0,38

0,32

0,33

0,35

72,0

0,23

0,22

0,24

0,23

1,0

0,7

1,0

0,1

29,0

19,0

5,0

9,4

72,0

10,0

5,3

4,0

0,5

¹ 1

60,0

75,0

90,0

90,0

0,38

0,35

0,35

0,37

120,0

0,23

0,21

0,24

0,22

0,012 95

0,063 70

0,015 94

0,016 93

0,59

0,82

1,39

1,39

0,34 37

0,38 58

0,35 34

0,37 48

1,0

0,7

1,0

0,1

29,0

19,0

5,0

9,4

0,25

0,24

0,26

0,25 № 2

10,0

5,3

4,0

0,5

120,0

60,0

75,0

90,0

90,0

1,0

0,7

1,0

0,1

96,0

0,42

0,48

0,49

0,47

0,79

0,82

0,80

0,81

10,3

5,3

4,0

0,5

29,0

19,0

5,0

9,4

96,0 № 3

0,27

0,25

0,28

0,26

0,014 48

0,073 71

0,017 40

0,015 42

0,23

0,27

0,29

0,27

0,37 32

0,41 52

0,38 31

0,40 50

П р и м е ч а н и е. Указанные проценты в графе „После обрабзтки" обозначают снижение проницаемости образцов для воды и увеличение — для нефти, 25

I нистые разности, асфальто-смолистые вещества и др. Отобранные образцы породы (3 штуки) предварительно готовились для исследования в соответствии с общепринятой методикой. На приборе для определения степени набухания глин определялся

Как видно из таблицы, коэффициент набухания глин в пластовой воде равен

0,32 — 1,39, а усадки глин в растворе для обработки — 0,32 — 0,49.

Проницаемость образцов с глинистыми разностями и асфальто-смолистыми веществами составляет, дарси: по воде: до обработки 0,21 — 0,28 после обработки 0,01 — 0,073 по нефти: до обработки 0,23 — 0,29 после обработки 0,3 — 0,41

Таким образом, проницаемость после обработки жидкостью с оптимальным соотношением ингредиентов по воде снизилась на 71,0%, а по нефти увеличилась на 58%.

Промышленные испытания предложенной жидкости на нефтяных скважинах №№ 234, 309, 431 Анастасиево-Троицкого месторождения показали, что продуктивность скважин увеличилась, дебит скважин возрос соответственно с 4,9; 11,0 и 10,1 т/сут. до 9,0;

14,0 и 13,7 т/сут, а процент воды снизился соответственно с 15,5; 7,3; 28% до 0,5; 1,1;

0,8%.

Предложенная жидкость для обработки пласта обладает следующими преимуществами; коэффициент набухания глин, а на установке АКМ-2 определялась проницаемость до и после обработки их раствором.

Результаты лабораторных исследований

5 помещены в таблице.

1. Восстанавливается и даже увеличивается проницаемость пород, содержащих глинистые разности за счет усадки и рас10 творения асфальто-смолистых веществ.

2. Снижается обводненность скважин и увеличивается ее продуктивность.

3. Увеличивается экономическая эффективность процесса за счет применения не15 дефицитных материалов, минимальные затраты на освоение скважин и эксплуатации их на технологическом режиме без осложнений. Раствор прост в приготовлении и применении.

20 Экономическая эффективность составит более 170 тыс. руб. в год при обработке

32 скважин на Анастасиевско-Троицком месторождении, Формула изобретения

1. Жидкость для обработки призабойной зоны пласта, включающая спирты, углеводородный материал и поверхностно-активное вещество, отличающаяся тем, что, 3) с целью увеличения растворяющей способности жидкости при обработке пласта с глинистыми разностями и придания ей способности увеличения фазовой проницаемо768954

0,5 — 10,0

Составитель А. Звездина

Техред А. Камышникова

Редактор С. Титова

Корректор О. Гусева

Заказ 2260/11 Изд. Мз 509 Тираж 626 Подписное

НПО «Поиск» Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Типография, пр. Сапунова, 2 сти для нефти, в нее дополнительно вводят метилсилантриол (ГКЖ-11), а в качестве спиртов используют смесь диокса новых спиртов и эфиров, причем компоненты взяты при следующих количественных соотношениях, вес. /о.

Диоксановые спирты и эфиры 60 — 90

Метилсилантриол 0,1 — 1,0

Поверхностно-активное вещество

Углеводородный материал 5,0 — 29,0

2. Жидкость по п. 1, отл ич а юща яся тем, что содержит смесь диоксановых спиртов и эфиров (Т-66) согласно

ТУ-38-103243-74.

5 Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Патент США № 3738425, кл. 166-305, о публик. 12.06.73.

2. Авторское свидетельство СССР

)О № 269873, кл. Е 21В 43/20, 02.07.68 (прототип).