RU2099518C1

RU2099518C1 - Состав для обработки призабойной зоны пласта

Info

Publication number: RU2099518C1
Application number: RU95108395A
Authority: RU
Inventors: А.Ю. Рыскин; Т.М. Лысенко; В.А. Масленников; Р.Г. Рамазанов; Д.Ю. Крянев
Original assignee: Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С"
Priority date: 1995-05-23
Filing date: 1995-05-23
Publication date: 1997-12-20
Also published as: RU95108395A

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта. Задачей изобретения является увеличение структурной вязкости и термостабильности состава. Задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество, кремнийорганическое соединение и воду, а в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества - анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: анионное маслорастворимое ПАВ - 1,0-10,0; неионогенное ПАВ - 0,1-2,5; кремнийорганическое соединение - 0,5-5,0; вода - остальное. А также состав дополнительно содержит углеводородный растворитель в количестве 1,0-5,0 мас.%. 1 з.п.ф-лы, 3 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта.

Известен состав для изоляции притока воды в скважину, содержащий 99,05-99,8 мас. алкилового эфира ортокремниевой кислоты и 0,2 0,95 мас. соляной кислоты [1] Соляная кислота катализирует реакцию гидролитической поликонденсации, в результате которой образуется прочный кремниевый гель. Однако он имеет существенный недостаток плохую фильтрацию в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты и, как следствие, низкую эффективность по изоляции вод, узкую область применения (на трещиноватых пластах) и большой расход дорогостоящих кремнийорганических соединений.

Известно применение поверхностно-активной композиции для обработки призабойных зон нефтяных скважин, которая содержит алкилсульфонаты с мол. м. 450-550; 2,25-9,0 мас. и углеводородный растворитель [2] Этот состав имеет невысокую вязкость и не создает эффективного сопротивления воде в пористой среде.

Кроме того, известно применение состава для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин [3] Призабойную зону обрабатывают композицией, содержащей, мас. нефтенол-Н-2-8; соляную кислоту -92-98. При перемешивании поверхностно-активной кислотной системы с пластовой водой и нефтью образуется эмульсионная фаза с невысокой структурной вязкостью и недостаточной эффективностью на месторождениях с высокопроницаемой породой.

Наиболее близким к предлагаемому является состав, содержащий (мас.): водомаслорастворимые нефтяные сульфонаты 1,8-5,95 маслорастворимый моноалкилбензолсульфонат 0,05-1,6; углеводород 4,5-44,6; содетергент 0,6-1,0; сульфаты щелочных металлов 0,05-0,25; хлориды щелочных металлов 0,5-0,9; алканоэтоксифенолсульфонат 0,6-1,8; дигидрооксидиалкилэтоксилаты 0,05-1,0 и воду [4] Этот состав представляет собой мицеллярную дисперсию, которая обладает высокими нефтевытесняющими свойствами, но имеет низкую структурную вязкость и недостаточно стабильна при высоких температурах.

Задачей предполагаемого изобретения является улучшение структурной вязкости и повышение термостабильности состава, что приведет к увеличению эффективности использования состава для селективного ограничения водопритоков, интенсифицирует выработку трудно извлекаемых запасов нефти, позволит использовать состав в обводненных нефтяных пластах в условиях высоких температур.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество, кремнийорганическое соединение и воду, а в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.

Анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество 1,0-10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,5
Кремнийорганическое соединение 0,5-5,0
Вода Остальное
Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит углеводородный растворитель в количестве 1,0-5,0 мас.

В качестве анионного маслорастворимого поверхностно-активного вещества используют жирные карбоновые кислоты (например, нефтехим-3, нефтенол-НЗ, тарин, эмультал), маслораствримые нефтяные сульфонаты с молекулярной массой, равной 600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталин-сульфокислота и др.).

В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют неонолы Аф₉-4, Аф₉-6, Аф₉-12-оксиэтилированные алкилфенолы с числом молей окиси этилена 4,6,12.

В качестве кремнийорганических соединений используют алкиловые эфиры ортокремниевой кислоты (тетраэтоксисиланы любых марок, например ЭТС-40 (ГОСТ 26371-84), АКОР-Б100- модифицированный четыреххлористый титаном и этилсиликонат или метилсиликонат натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11).

Указанные выше анионные маслорастворимые ПАВ образуют с водой обратные эмульсии.

Имея высокие нефтевытесняющие свойства известный состав имеет незначительную вязкость (10,2-23,6 мПа•с). Структурная вязкость заявляемого состава увеличивается за счет введения в него неионогенного поверхностно-активного вещества и кремнийорганического соединения.

Сопоставительный анализ заявляемого состава с составом прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав отличается от известного введением новых компонентов неионогенного поверхностно-активного вещества и кремнийорганического соединения.

Эффективный путь регулирования структурной вязкости обратных эмульсий с увеличением их термостабильности путем дополнительного ввода в систему неионогенных поверхностно-активных веществ типа Аф₉-4, Аф₉-6, Аф₉-12. Механизм этого процесса заключается в частичном замещении молекул анионных маслорастворимых ПАВ, стабилизирующих глобулы водной фазы на молекулы более поверхностно-активных неионогенных ПАВ, с созданием на глобулах гидрофильных участков и ростом коагуляционной структуры в обратной эмульсии.

Кремнийорганические соединения в составе эмульсии легко гидролизуются. Реакция гидролиза сопровождается дальнейшей конденсацией образовавшихся силанолов с образованием полиалкоксисилоксанов.

Макромолекулы кремнийорганических полимеров образуют глобулярные структуры в составе дисперсной фазы, увеличивая при этом структурную вязкость эмульсии. Кроме того, макромолекулы кремнийорганических полимеров, адсорбируясь на поверхности раздела воды и нефти, образуют гелеобразную пленку, которая обладает механической и химической устойчивостью, стабилизирует эмульсии. Это приводит к снижению межфазного натяжения, более эффективному эмульгированию, росту структурной вязкости эмульсии при высоких температурах.

Одновременное введение неионогенных ПАВ и кремнийорганических соединений за счет описанных выше химических процессов, происходящих либо на границе раздела, либо в составе дисперсной фазы эмульсии, приводит к значительному увеличению структурной вязкости и термостабильности заявляемых составов по сравнению с известными.

Заявляемый состав может содержать углеводородный растворитель для регулирования вязкости обратных эмульсий. В качестве углеводородного растворителя используют гексановую фракцию и нефть. Природные нефти содержат в своем составе кроме углеводорода различные высокомолекулярные органические соединения, которые служат стабилизаторами обратных эмульсий.

После обработки нефте- и водонасыщенной породы заявляемым составом, содержащим неионогенное поверхностно-активное вещество и кремнийорганическое соединение, существенно возрастает фазовая проницаемость породы для нефти и снижается для воды.

Применение предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта за счет повышения структурной вязкости и термостабильности состава позволит снизить проницаемость пластов и добиться изоляции притока воды в скважины.

Следующие примеры иллюстрируют структурную вязкость известных и заявляемых составов.

Пример 1.

Для приготовления составов в качестве анионного маслорастворимого ПАВ использовали нефтенол-НЗ (НЗ-40, ТУ 2483-007-17197708-93), нефтехим-3 (ТУ-38 УССР 20147987).

Нефтенол-НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина.

Нефтехим-3 представляет собой смесь полиэтиленполиаминов карбоновых кислот легкого таллового масла и солей пиперазина этих кислот в растворе керосина и катализате риформинга. Активная основа его кислоты таллового масла и амидоамины.

В качестве кремнийорганических соединений использовали этилсиликат натрия ЭТС-40 (ТУ-26371-84) и этилсиликонат натрия ГКЖ-10 (МР ВТ 4-4 ЕУ 212-61).

В качестве неионогенных поверхностно-активных веществ использовали оксиэтилированные алкилфенолы с числом групп окиси этилена 4, 6, 12, и числом атомов углерода, равным 9, марок: Аф₉-4, Аф₉-6, Аф₉-12, а также МЛ-80 (ТУ 84-509-182), содержащий 12% Аф₉-12.

Эмульсии готовили на минерализованной воде 15,9 г/л (NACL -14,0; CACL₂-1,9).

Составы прототипы готовили путем смешивания компонентов мицеллярной дисперсии. Составы сравнения готовили, используя нефтенол-НЗ или нефтехим-3 и минерализованную воду 15,0 г/л. В заявляемые составы, кроме перечисленных ПАВ и воды 15,0 вводили Аф₉-6 либо МЛ-80 и ЭТС-40, либо ГКЖ-10.

Структурная вязкость известных и заявляемых составов измеряли на ротационном вискозиметре погружного типа "Полимер-РПЭ 1М" с воспринимающими элементами типа "цилиндр-цилиндр" и оценкой вязкостных свойств по крутящему моменту при 25,40,60, 85^oC.

Результаты измерений приведены в табл.1, 2, 3, из которых видно, что вязкость заявляемых составов значительно увеличивается (ср. составы 2 с 4; 5 с 7; 8 с 9, 10, 11; 13 с 14; 16 с 18, 19, 20 и сост. табл.1) по сравнению с составами, несодержащими неионогенные поверхностно-активные вещества и кремнийорганические соединения.

Эмульсии на основе анионных маслорастворимых ПАВ марок нефтенол-НЗ и нефтехим-3 имеют небольшую вязкость и неустойчивы при повышенной температуре. Введение одновременно неионогенных ПАВ и кремнийорганических соединений в десятки раз увеличивает вязкость и стабильность эмульсий именно при повышенных температурах.

Концентрация нефтенола-НЗ изменялась в интервале 1,0-10,0 мас. При содержании нефтенола-НЗ меньше 1,0 мас. эмульсия неустойчива, расслаивается с выделением воды (ср. составы 1, 2). При увеличении концентрации нефтенола-НЗ выше 10,0 мас. вязкость значительно снижается (см.сост.15).

Концентрация неионогенного ПАВ марки Аф₉-6 или МЛ-80 изменялась в пределах 0,1-2,5 мас. кремнийорганического соединения ЭТС-40 либо ГКЖ-10 в пределах 0,5-5,0 мас. При содержании в заявляемом составе Аф₉-6 или МЛ-80 менее 0,1 мас. а ЭТС-40 или ГКЖ-10 менее 0,5 мас. вязкость последнего не отличается от вязкости состава-сравнения (ср.2 с 3; 5 с 6; 16 с 17). Увеличение количества неионогенного ПАВ марок Аф₉-6, МЛ-80 больше 5,0 мас. нежелательно, так как приводит к снижению вязкости составов (ср. сост.8 с 11, 12, 16 с 20, 21).

Таким образом, введение неионогенных поверхностно-активных веществ и кремнийорганических соединений в определенных соотношениях с нефтенолом-НЗ или нефтехимом-3 существенно улучшает структурную вязкость и термостабильность заявляемых составов по сравнению с известными.

Пример 2.

Составы, рассматриваемые в примере 2 отличаются тем, что дополнительно содержат углеводородный растворитель. В качестве углеводородного растворителя использовали нефть вязкостью 3,6 мПа.с или гексановую фракцию.

Составы-прототипы готовят перемешиванием компонентов мицеллярной дисперсии. Составы сравнения готовят на основе нефтенола-НЗ либо нефтехима-3, углеводородного растворителя и воды с содержанием солей 15,9 г/л. В заявляемые составы кроме анионного маслорастворимого ПАВ, углеводородного растворителя и минерализованной воды 15,9 г/л вводят неионогенные ПАВ типа Аф₉-4, либо Аф₉-6 и кремнийорганические соединения ЭТС-40, либо ГКЖ-10.

Результаты измерений вязкости составов, содержащих углеводородный растворитель, приведены в табл. 3. При введении неионогенных ПАВ - Аф₉-4, либо Аф₉-6 и кремнийорганических соединений ЭТС-40, либо ГКЖ-10, структурная вязкость заявляемых составов значительно увеличивается по сравнению с составами-сравнения и составами-прототипами (ср. составы 2 с 4; 5 с 7; 8 с 9, 10, 11; 13 с 14, 15, 16; 18 с 19 с сост. табл.1).

Концентрацию нефтенола-НЗ изменяли в пределах 1,0-10,0 мас. При содержании нефтенола-НЗ 0,5 мас. эмульсии неустойчивы, расслаиваются с выделением воды (см.состав 1). С повышением концентрации нефтенола-НЗ вязкость эмульсии уменьшается, а при концентрации выше 10,0 мас. происходит значительное понижение вязкости (ср. сост.18 с 20).

Содержание нефти или гексановой фракции изменяли в пределах 1,0-5,0 мас. Увеличение количества нефти больше 5,0 мас. приводит к сильному снижению вязкости состава (ср.сост.11 с 12; 16 с 17; 18 с 20), а содержание углеводородного растворителя меньше 1,0 мас. недостаточно для стабильности состава (см.сост.1).

При содержании неионогенных ПАВ марок Аф₉-4, Аф₉-6 менее 0,1 мас. а кремнийорганических соединений ЭТС-40, ТКЖ-10 менее 0,5 мас. в заявляемом составе его вязкость несущественно отличается от вязкости состава-сравнения (ср.сост. 2 с 3; 5 с 6). Увеличение содержания неионогенного ПАВ до 3,0 мас. а кремнийорганического соединения до 6,0 мас. приводит к снижению вязкости заявляемых составов (ср.сост. 11 с 12; 16 с 17). Поэтому содержание неионогенного ПАВ изменяли в пределах 0,1-2,5 мас. а кремнийорганических соединений в пределах 0,5 5,0 мас.

Таким образом, введение неионогенных поверхностно-активных веществ и кремнийорганических соединений в определенных соотношениях с нефтенолом-НЗ или нефтехимом-3 и углеводородным растворителем увеличивает структурную вязкость, а также значительно улучшает термостабильность заявляемых составов.

Технология применения заявляемых составов проста и заключается в закачке их в пласт до снижения приемистости скважины на 20-50 мас. продавке состава из ствола скважины в пласт водой или нефтью, выдержке в пласте в течение 16
24 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачке воды для нагнетательных скважин.

По сравнению с составом-прототипом предлагаемый состав позволит дополнительно добыть 1 1,5 тыс. т нефти на каждую скважино-операцию.

Claims

1. Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество, кремнийорганическое соединение и воду, а в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.

Анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество 0,1 10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1 2,5
Кремнийорганическое соединение 0,5 5,0
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит углеводородный растворитель в количестве 1 5 мас.