RU2314332C1 - Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ с его использованием - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и к способам обработки призабойной зоны для повышения производительности скважин, и может быть использовано на скважинах в широком диапазоне пластовой температуры (20-90°С), суммарного содержания солей в пластовой и закачиваемой водах (0,034-24,0 мас.%) на карбонатных, терригенных и глинизированных породах. Реагент - водный раствор смол от упарки водно-кислотного стока производства капролактама, содержащий не менее 31 мас.% сухого остатка, не менее 6,4 мас.% аминоорганических кислот в пересчете на аминокапроновую кислоту и имеющий рН выше 4,4. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки указанного реагента с водным раствором электролитов и/или органическим растворителем, и/или углеводородной поверхностно-активной дисперсией. Технический результат - расширение ассортимента веществ для обработки пласта, расширение интервала эффективности обработки. 2 н.п. ф-лы, 5 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и к способам обработки призабойной зоны для повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для освоения скважин, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, сложенных терригенными и карбонатными породами.

Известно ([1] Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М., Недра, 1985, с.9-10), что одним из факторов, существенно влияющих на продуктивность и приемистость скважин, является капиллярное давление, удерживающее воду в призабойной зоне пласта (ПЗП) добывающей скважины или нефть в ПЗП нагнетательной скважины. При этом, чем выше капиллярное давление, тем ниже производительность скважин.

где Р_с - капиллярное давление, мПа;

σ - межфазное натяжение на границе нефть - водная фаза, мН/м;

cosΘ - косинус угла смачивания породы водной фазой и нефтью;

r - средний радиус поры породы, м.

В условиях заводнения нефтяного пласта Р_с высокое не только за счет большого σ на границе нефть-вода (28-32 мН/м), но и за счет величины r, обусловленных сорбцией пленочной нефти и асфальтено-смолопарафиновых отложений - АСПО на породе пласта, набуханием глинистой составляющей породы и присутствием механических кольматантов. Для повышения производительности нагнетательной и добывающей скважин необходимо удалять остаточную нефть и воду из ПЗП скважин соответственно. Последнее достигается при P_с→0, а точнее при низких σ (менее 0.1 мН/м), или при cosΘ=0, т.е. Θ=90° - вода и нефть не смачивают породу пласта, а также при увеличении г пор породы. На σ, Θ и r существенно влияют поверхностно-активные вещества (ПАВ), органические растворители и водные растворы электролитов - неорганических и органических солей, кислот и оснований (щелочей).

Известно применение анионных, неионогенных и катионных ПАВ для интенсификации добычи нефти ([2] Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник, М., Недра, 1991, с.129). Однако эффективность их для обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин невысокая вследствие большого межфазного натяжения водных растворов данных ПАВ на границе с нефтью (σ>0,5 мН/м) и cosΘ>0.

Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является применение анионных ПАВ - вторичных продуктов производства сульфонатной присадки к маслам и производства контакта Петрова в виде водного раствора, содержащего электролиты, для интенсификации работы нагнетательных и добывающих скважин ([3] авторское свидетельство 1468065, Е21В 43/22, 1987). Однако данные ПАВ недостаточно эффективны при повышенной температуре пласта (выше 40°С) на пластах с карбонатной породой, а также чувствительны к изменению содержания солей в закачиваемой и пластовой водах, т.к. растворимость в воде и σ их водных растворов очень чувствительны к данным условиям пласта, изменяясь от низких величин до высоких (более 0.5 мН/м).

Известен способ ОПЗ скважин водными растворами анионных и неионогенных ПАВ и их смесей в различных сочетаниях с водными растворами электролитов:

- неорганических солей ([4] авт. св. 747191, Е21В 43/22, 1978 - последовательная закачка растворов солей и ПАВ; [5] авт. св. 1438302, Е21В 43/22, 1987; [6] авт. св. 1327609, Е21В 43/22, 1985 - смешивание растворов солей и ПАВ до закачки в пласт);

- неорганических кислот, например соляной или смеси соляной с фтористоводородной кислотой ([1] Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М., Недра, 1985, с.102-103; [7] авт. св. 1795092, Е21В 43/22, 1990) - последовательная закачка кислоты и раствора ПАВ; [8] авт. св. 1161699, Е21В 43/22 - смешивание кислоты с ПАВ до закачки в пласт);

- щелочных реагентов ([9] Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. М., Недра, 1989, с.48-49 - закачка смеси раствора щелочей с ПАВ; [10] патент РФ 2103490, Е21В 43/22,1998 - закачка смеси щелочного стока производства капролактама (ЩСПК) с ПАВ; [11] патент РФ 2039224, Е21В 43/22 - последовательная закачка водного раствора солей, ЩСПК и ПАВ).

Известный способ эффективен в узком интервале температуры пласта и концентрации электролитов в водном растворе и недостаточно эффективен вне этого интервала температуры и содержания электролитов. Данный эффект объясняется тем, что низкие σ и соответственно ΔР_с по формуле 1 наблюдаются только в узком интервале указанных параметров; за пределами же этого интервала увеличиваются σ и Р_с и, как следствие, ухудшается вынос остаточной нефти и воды из ПЗП нагнетательной скважины вглубь пласта или в добывающую скважину.

Известен способ ОПЗ скважин водными растворами анионных и неионогенных ПАВ в различных сочетаниях с органическим растворителем ([12] авт. св. 1318008, Е21В 43/22, 1985; [13] патент США 4066126, кл. 166-273, 1978 - последовательная закачка органического растворителя и раствора ПАВ; [14] Сургучев М.Л., Шевцов В.А., Сурина В.В. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1977, с.15 - смешивание водных растворов ПАВ и электролитов с углеводородами до закачки в пласт) или с углеводородной поверхностно-активной дисперсией ([15] патент РФ 2176729, Е21В 43/27 - кислотная ОПЗ дисперсией - Дисином).

Как и в способе ОПЗ водными растворами электролитов, известный способ ОПЗ с органическим растворителем или с углеводородной поверхностно-активной дисперсией имеет те же недостатки по тем же причинам.

Задача изобретения - расширение ассортимента поверхностно-активных веществ для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и создание эффективного способа обработки призабойной зоны пласта с его использованием, позволяющих расширить интервал эффективности ОПЗ по геолого-физическим свойствам пласта (температура пласта, природа породы-коллектора и содержание солей в закачиваемой и пластовой водах).

Поставленная задача решается тем, что в качестве реагента для обработки призабойной зоны нефтяного пласта используют водный раствор смол (ВРС) от упарки водно-кислотного стока производства капролактама, содержащего не менее 31 мас.% сухого остатка, не менее 6.4 мас.% аминоорганических кислот в пересчете на аминокапроновую кислоту, и имеющего рН среды выше 4.4. Задача решается также путем создания способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающего закачку в призабойную зону нефтяного пласта ВРС с водным раствором электролитов, и/или органическим растворителем, и/или с углеводородной поверхностно-активной дисперсией, при этом химреагенты закачивают в пласт в порядке и сочетаниях, определяемых состоянием призабойной зоны пласта скважины.

Водный раствор смол является побочным (вторичньм) продуктом крупнотоннажного производства капролактама методом окисления циклогексана ([16] Производство капролактама. Ред. Овчинников В.И., Ручицкий В.Р. М., Химия, 1977, с.215). В настоящее время ВРС нигде не используется и его подвергают термическому обезвреживанию, т.е. сжигают в зоне огневого факела.

Анализ водного раствора смол от упарки водно-кислотного стока различных партий отбора на состав показал, что он содержит не менее 31 мас.% сухого остатка и не менее 6.4 мас.% органических кислот в пересчете на аминокапроновую кислоту NH₂(CH₂)₅COOH и имеет рН выше 4.4 (см. табл.1). Сухой остаток - это смесь аминокапроновой кислоты и продуктов ее поликонденсации (смола) и сульфата аммония.

Таким образом, водный раствор смол представляет собой водный раствор амфолитных ПАВ (сокращенно - ВРА), содержащих в молекуле одновременно основную (амино - NH₂) и кислотную (карбоксильную - СООН) группы.

В отличие от водных растворов анионных ПАВ, используемых по прототипу [3], водный раствор смол или ВРА имеет отрицательный заряд (-СОО^-) в щелочной среде, положительный заряд (-NH₃ ⁺) в кислой среде и электронейтрален в изоэлектрической точке (рН≈6.4-8.0). Данное различие в строении молекулы ПАВ и поведении их в водном растворе существенно влияет на механизм снижения Р_с и, соответственно, повышение эффективности вытеснения остаточной нефти и воды. Так, если для водных растворов анионных ПАВ на снижение Р_с влияет уменьшение величины σ, то для ВРА - cosΘ (см. ф.1). ВРС имеет σ выше 2.4 мН/м (см. табл.1) в отличие от раствора анионных ПАВ (менее 0.01 мН/м). Однако эффективность вытеснения остаточной нефти с помощью ВРС значительно выше, чем растворов анионных ПАВ. Из этого следует, что ВРС за счет адсорбции на породе пласта изменяет смачиваемость ее водой до cosΘ, близкого к нулю или углу смачивания 90°, и, соответственно, снижает Р_с до нуля. Последнее обеспечивает эффективное вытеснение остаточной нефти и воды из ПЗП скважин. При этом, как показали лабораторные исследования, в отличие от водных растворов анионных и неионогенных ПАВ ВРС эффективно вытесняет остаточную нефть после заводнения керна в широком интервале температуры пласта и содержания солей в закачиваемой и пластовой водах из песчаных, карбонатных и глинизированных пород-коллекторов, т.е. указанные факторы не существенно влияют на изменение характера смачивания породы ВРС, нефтью и водой (cosΘ→0).

Применение водного раствора смол от упарки водно-кислотного стока производства капролактама в нефтедобывающей промышленности неизвестно и данный реагент по механизму вытеснения нефти из нефтяного пласта существенно отличается от известных поверхностно-активных веществ, применяемых в добыче нефти.

Для обработки призабойной зоны нефтяного пласта скважины ВРС используют в сочетании с водным раствором электролитов, и/или с органическим растворителем, и/или с углеводородной поверхностно-активной дисперсией, при этом их закачивают в пласт в порядке и объемах, определяемых состоянием призабойной зоны пласта скважины (остаточная водо- и нефтенасыщенность, величина скин-эффекта, природа породы-коллектора, тип скважины и пр.).

Данный способ использования ВРС с различными реагентами в отличие от аналогичных технических решений [2-15] позволяет более эффективно использовать ВРС и реагенты в широком интервале температуры пласта и содержания солей в водах на различных породах пласта за счет сохранения cosΘ→0 в предлагаемом способе при использовании указанных реагентов.

Для выполнения способа ОПЗ с использованием ВРС с водным раствором электролитов путем последовательной закачки их или путем закачки их в смеси применяются следующие электролиты:

- водный раствор неорганических солей, например вода для заводнения нефтяных пластов по ОСТ 39-225-88 с суммарным содержанием солей от 0.034 до 24 мас.%;

- неорганические кислоты, например кислота соляная, ингибированная по ТУ 2122-131-058-07960-97, ТУ 39-05765670-ОП-212-95, ТУ 6-01-04689381-85-92, или в смеси с кислотой фтористоводородной (плавиковой) по ГОСТ 2567-89, ТУ 6-09-2622-88, или ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 113-08-523-82;

- щелочные электролиты, например карбонат натрия (сода кальцинированная) по ГОСТ 5100-85, или щелочной сток производства капролактама - ЩСПК по ТУ 113-03-488-84 с изменениями №1, 2, или поверхностно-активный щелочной состав - ПЩС по ТУ 2432-025-00205311-03, содержащие карбонат натрия и водорастворимые соли органических кислот и имеющие рН выше 10.

Способ ОПЗ с использованием ВРС с водным раствором неорганических солей позволяет получать их смесь с различным содержанием ВРС либо непосредственно в пласте при последовательной циклической закачке их, либо при смешении их до закачки в пласт, например, путем дозировки ВРС в воду, закачиваемую в пласт. Такой способ ОПЗ с использованием ВРС позволяет увеличить глубину обработки ПЗП водой, активированной ВРС, при увеличении продолжительности достигнутого эффекта.

Способ ОПЗ с использованием ВРС с неорганическими кислотами позволяет получить кислотный катионный поверхностно-активный состав по реакции NH₂(CH₂)₅COOH+H⁺→NH₃ ⁺(CH₂)₅COOH либо в пласте при последовательной закачке их в скважину, либо при смешивании их до закачки в пласт. Такой способ ОПЗ с использованием ВРС с кислотой позволяет не только удалять остаточные нефтепродукты (пленочная нефть и асфальтено-смолопарафиновые отложения - АСПО) с поверхности породы и неорганических кольматантов (глина, песок, окалина и пр.), но и за счет этого эффекта улучшить доступ кислоты к поверхности породы и реакцию с породой ПЗП. В результате использования ВРС с кислотой обеспечивается более легкое удаление продуктов реакции и загрязнения из ПЗП за счет поверхностно-активных свойств их и увеличение проницаемости породы ПЗП, а, соответственно, производительности скважины.

Способ ОПЗ с использованием ВРС с щелочными электролитами позволяет получить щелочной анионный поверхностно-активный состав по реакции NH₂(CH₂)₅COOH+ОН^-→NH₂(CH₂)₅COO^-+Н₂О либо в пласте при последовательной закачке их в скважину, либо при смешивании их до закачки в пласт. Кроме этого, при смешивании ВРС с щелочными электролитами, содержащими водорастворимые соли органических кислот, в частности, адипината натрия в ЩСПК и ПЩС, образуются водорастворимые ассоциаты капронатов NH₂(CH₂)₅COO^- с адипинатами ^-ООС(СН₂)₄СОО^- за счет взаимодействия частичного положительного заряда аминогруппы (-NH₂) с отрицательным зарядом карбоксильной группы (-СООО^-).

[^-ООС(CH₂)₅NH₂ ^δ+...-ООС(СН₂)₄СОО^-]

Данные ассоциаты имеют размеры, соизмеримые с сечением пор и сужений пор, что вызывает сопротивление течению смеси ВРА и щелочного электролита в пористой среде пласта, т.е. смесь имеет не только поверхностно-активные, но и реологические свойства, и, соответственно, способ ОПЗ с использованием ВРС с щелочными электролитами, содержащими соли органических кислот, позволяет не только эффективно вытеснять нефть из ПЗП, но и увеличить работающую толщину продуктивного пласта за счет реологических свойств их смеси.

Таким образом, способ ОПЗ скважины с использованием ВРС с водным раствором различных электролитов в отличие от известных аналогичных технических решений с анионными и неионогенными ПАВ имеет существенное отличие и новизну как по механизму вытеснения нефти, так и по механизму охвата толщины пласта ПЗП воздействием реагентов.

Для выполнения способа ОПЗ скважины с помощью ВРС с органическим растворителем могут быть использованы, например, следующие растворители:

- спиртосодержащие растворители, такие как растворитель СФПК (спиртовая фракция производства капролакта) по ТУ 2433-017-002-05311-99 с суммарным содержанием спиртов не менее 40 мас.%; масло ПОД-очищенное по ТУ 2433-016-00205311-99 с суммарным содержанием спиртов не менее 57 мас.%; кубовый остаток производства бутиловых спиртов по ТУ 38-1021167-85 с суммарным содержанием спиртов не менее 52 мас.%;

- углеводородные растворители, такие как разгазированная нефть, гексановая фракция по ТУ 38-10388-83, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38-101524-83, дистиллат и конденсат - продукты первичной переработки нефти на УКПН нефтепромыслов.

Использование спиртосодержащего растворителя с ВРС как в смеси их, так и путем последовательной закачки их в ПЗП скважины улучшает нефтевытесняющие свойства ВРС и, соответственно, увеличивает производительность скважины.

Использование углеводородного растворителя с ВРС путем последовательной закачки их в ПЗП скважины способствует удалению пленочной и капельной вязкой нефти и АСПО для улучшения последующего воздействия кислотных обработок на породу ПЗП нагнетательной скважины и способствует улучшению фазовой проницаемости для пластовой нефти в ПЗП добывающей скважины. Такое комплексное воздействие ВРС с органическим растворителем повышает производительность скважин и имеет существенное отличие от известных аналогов.

Способ ОПЗ скважины с использованием ВРС с углеводородной поверхностно-активной дисперсией выполняют путем последовательной закачки данной дисперсии и ВРС в ПЗП скважины с использованием в качестве поверхностно-активной дисперсии, например, реагента Дисин по ТУ 0258002-05766540-95 или поверхностно-активной дисперсии для нефтедобычи - ПДН по ТУ 0258-037-48120848-2004. Данные реагенты представляют собой эмульсию водной фазы и суспензию карбоната и гидроокиси кальция в 20-30 мас.% углеводородном растворе маслорастворимого нефтяного сульфоната - ПАВ. Углеводородная дисперсия по данному способу ОПЗ эффективно изолирует высокопроницаемые пропластки, а в сочетании с ВРС подключает в активную разработку слабо- и недренируемые или не охваченные заводнением нефтенасыщенные пропластки за счет образования в зоне смешения дисперсии и ВРС высокоповерхностно-активной композиции, обладающей высокой нефтевытесняющей способностью. Этот способ ОПЗ с ВРС используют для увеличения охвата пласта заводнением и/или для снижения обводненности добываемой нефти и интенсификации притока ее в скважину и имеет новизну и существенное отличие от аналогичных способов.

Предлагаемые способы ОПЗ скважин с использованием ВРС могут быть применены в промысловой практике как раздельно, так и в различных порядке и сочетаниях между собой в зависимости от состояния ПЗП конкретной скважины и от задачи, поставленной перед ОПЗ конкретной скважины, без и с использованием импульсов давления (взрывная перфорация, термогазохимическое воздействие и т.п.) и депрессии или импульсов депрессии на ПЗП (струйные, эжекторные насосы марок УОС-1, УЭОС и т.п.).

Предлагаемый реагент ВРС и способ обработки призабойной зоны пласта с его использованием были испытаны в лабораторных условиях в сравнении с известными ПАВ и способами их применения в добыче нефти.

Эффективность реагентов и способов оценивают по нефтевытесняющей способности их на насыпной линейной модели пласта длиной 12-14 см и диаметром 25 см с измерением давления на входе и в середине модели. Опыты проводят на песчанике (П), карбонате (К) и глинизированном песчанике (5% бентонитовой глины) (ПГ) при температуре 20-90°С с использованием закачиваемой воды (ЗВ), содержащей 0.034-24.0 мас.% смеси солей (электролитов) по следующей методике. Модель пласта насыщают пластовой водой плотностью 1.17 г/см³ (24.0 мас.% смеси солей), затем - нефтью вязкостью 10.2 мПа·с до неснижаемой водонасыщенности и закачиваемой водой до остаточной нефтенасыщенности. Затем в модель закачивают испытываемый реагент или реагенты последовательно (П) или после их смешения (С) и 3 объема пор модели закачиваемой воды. Нефтевытесняющую способность определяют по отношению количества нефти, вытесненной реагентами, к количеству нефти, оставшейся после заводнения модели (Δη_н, % от остаточной нефти), а реологические свойства - по остаточному фактору сопротивления (R_ост) в средней точке модели при прокачке закачиваемой воды после реагентов, рассчитываемого по формуле:

где Р_о и Р - давление в средней точке керна при прокачке воды до и после закачки реагентов, атм.

Пример 1. В табл.2 приведены результаты опытов по приведенной методике с образцами ВРС различных партий (см. табл.1) в сочетании с водным раствором электролитов (нейтральным, кислотным и щелочным) в сравнении с растворами известных реагентов - нефтяным сульфонатом марки карпатол-3 (К-3) по ТУ 385901187-89 (прототип по [3]) и неионогенным ПАВ марки ОП-4 и смесью анионного и неионогенного ПАВ марки МЛ-80. При этом карпатол и ОП-4 растворяются только в пресной воде (ПВ) (0.034 мас.%), тогда как ВРС и МЛ-80 - во всех водных растворах электролитов.

Из данных табл.2 видно, что все образцы ВРС и их смеси с водными растворами неорганических солей (пресной - ПВ и закачиваемой водой - 3В) более эффективны, чем известные водные растворы анионных (карпатол) и неионогенных (ОП-4) ПАВ по вытеснению остаточной (пленочно-капельной) нефти после заводнения модели (ср. опыты 2,4, 6, 7-12, 15, 16, 18 с опытами 46, 50, 52 и 53, опыт 13 с опытами 51-53, опыт 1, 3, 5, 17 с опытом 47, проведенные на песчанике при 20-90°С и с закачиваемой водой, содержащей 0.034-24.0 мас.% солей; опыты 19, 20 и 21 с опытом 49, проведенные на глинизированном песчанике, и опыты 22-24 с опытом 48, проведенные на карбонате) и улучшают фильтрацию закачиваемой воды (ср. Rост вышеуказанных опытов). Эти же данные указывают на механизм вытеснения остаточной нефти, основанный на изменении cosΘ→0 при высоких σ (см. табл.1) в формуле (1) для ВРС в широком диапазоне пластовой температуры (20-90°С), минерализации закачиваемой воды (0.034-24.0 мас.%) и на породе-коллекторе различной природы. В этих условиях известные ПАВ с низким σ (25% раствор карпатола на пресной воде имеет σ=0.012 мН/м при 20°С) малоэффективны. Указанный механизм вытеснения остаточной нефти ВРС подтверждается также опытом 45, проведенным при пластовой скорости фильтрации 24 см/сут, когда при высоком σ=2.9 мН/м вытесняется 24% от остаточной нефти (в отличие от опыта 49 с известным ПАВ - карпатол-3).

Из данных по эффективности ВРС с кислотным раствором электролита, в частности, с 6-24% соляной кислотой (HCl) (см. табл.2) видно, что как при последовательной закачке их в модель (опыты 25-27), так и в их смеси (опыты 28-30) нефтевытесняющая способность выше, чем солянокислотного раствора ПАВ по известному способу (опыт 54).

Из данных табл.2 по эффективности ВРС с щелочным раствором электролита, в частности, с ЩСПК, ПЩС (содержание их в водном растворе приведено в товарной форме) и 2.3% раствором кальцинированной соды видно, что в любом сочетании их нефтевытесняющая способность выше, чем известных способов с данными растворами электролитов (ср. опыты 31-36 с 55 с ЩСПК, опыты 37-40 с 56 с ПЩС и опыт 41 и 42 с 57 с содой).

Таким образом, использование ВРС как амфолитного ПАВ в различных сочетаниях с водным раствором электролитов более эффективно, чем анионных, неионогенных ПАВ и их смесей в известных способах.

Пример 2 иллюстрирует эффективность способа использования ВРС в сочетании с органическими растворителями, определяемую по вышеописанной методике. Результаты опытов приведены в табл.3, из которой видно, что спиртосодержащие растворители - СФПК и масло ПОД (МПОД), - повышают нефтевытесняющую способность ВРС как при последовательной закачке в модель пласта (опыты 1, 2), так и в их смеси (опыты 3-6 с СФПК, 7, 8 с МПОД). При этом предлагаемый способ эффективнее известного способа (опыты 13, 14) и отдельных реагентов (опыты 15-18) в 3.2-4.7 раза при идентичных условиях опыта (синергетический эффект от взаимодействия ВРС с растворителями).

Опыты, проведенные с углеводородосодержащими растворителями - разгазированной нефтью (РН) вязкостью 5.1 мПа·с и гексановой фракцией (ГФ), показали (см. табл.3), что ВРС с данными растворителями (опыты 9, 10) эффективнее известных способов (опыты 11, 12) и отдельных реагентов (опыты 19-22) в 1.7-2.1 раза при идентичных условиях опыта (синергетический эффект).

Пример 3 иллюстрирует эффективность способа использования ВРС с углеводородной поверхностно-активной дисперсией (УПД) марок ПДН (УПД №1) и Дисин (УПД №2). Опыты проводят по вышеописанной методике, при этом ВРС закачивают в модель пласта за УПД.

Результаты опытов приведены в табл.4, из которой видно, что ВРС эффективнее при вытеснении остаточной нефти как с ПДН, так и с Дисином (опыты 1-5), чем известный способ с использованием только УПД (опыты 14, 15) и отдельно ВРС (опыты 18-20) в 1.3-1.6 раза при идентичных условиях опыта.

В данной таблице приведены также результаты опытов по эффективности ВРС с УПД, разбавленной разгазированной нефтью (РН), гексановой фракцией (ГФ) и широкой фракцией легких углеводородов (ШФЛУ). Из этих результатов видно, что ВРС с разбавленным УПД эффективнее (опыты 6-13), чем известный способ с использованием УПД (опыты 16, 17) и отдельно ВРС (опыты 18-20) в 1.2-2.0 раза при идентичных условиях опыта.

Пример 4 иллюстрирует эффективность ВРС в сочетании с несколькими различными реагентами, например, в опытах 1-3 с 6% соляной кислотой и УПД 1 и УПД 2 при 20 и 72°С, в опыте 4 с 24% соляной кислотой и спиртосодержащим растворителем (СФПК) на карбонатной породе и в опыте 5 с ЩСПК и углеводородным растворителем - гексановой фракцией (ГФ) по вышеприведенной методике. В табл.5 приведены результаты опытов как по предлагаемому способу, так и по известным и отдельным реагентам. Из них видно, что способ с ВРС (опыты 1-5) эффективнее известного способа (опыты 8-10) и отдельных реагентов (10, 11) и простых предлагаемых способов с ВРС (опыты 6 и 7) в 1.4-2.1 раза.

Таким образом, ВРС и способ использования его в различных сочетаниях с водными растворами электролитов, органическими растворителями и углеводородной поверхностно-активной дисперсией повышают эффективность ОПЗ скважин в широком интервале геолого-физических свойств пласта (температура пласта, природа породы-коллектора и содержание солей в закачиваемой и пластовой водах) по сравнению с известными способами ОПЗ скважин с использованием анионных, неионогенных ПАВ и их смесей.

Заявленное техническое решение эффективно и промышленно применимо.

Применение ВРС и способа обработки призабойной зоны пласта скважин с его использованием в нефтедобывающей промышленности позволяет повысить эффективность работы скважин в различных геолого-физических условиях нефтяного пласта на различных стадиях разработки; утилизировать отход химического производства, что позволит улучшить экологическую обстановку производства; использовать стандартную технику при производстве промысловой работы.

Таблица 1
Состав и физико-химические свойства ВРС различных партий
ВРС № партии	Содержание, мас.%			d, г/см3	μ, мПа·с	σ, мН/м	рН
	сухого остатка	аминокапроновой кислоты	сульфата аммония
1	31	9,2	2,1	1,11	15,6	8,8	5,2
2	38	6,4	6,5	1,12	17,3	4,1	4,9
3	41	6,7	8,1	1,12	16,3	2,4	5,6
4	43	10,2	3,7	1,12			5,2
5	32	7,3	3,2	1,11	16,9	9,6	5,1
6	42	6,4	7,4	1,11			4,4
7	35	6,5	3,9	1,11		2,9	5,0

Таблица 5
Способ использования ВРС в сочетании с несколькими различными реагентами (пример 4)
№ опыта	№ реагента по табл.1	Содержание реагента в растворе, мас.%	Водный раствор электролита		Углеводородная поверхностно-активная дисперсия			Объем реаг/углев единица объема пор	Температура опыта, °С	Тип породы	Проницаемость, мкм2
			наименование	содержание электролита, мас.%	№ УПД	содержание УПД, мас.%	растворитель
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Предлагаемый способ
1	5	50	HCl	6	2	25	ШФЛУ	0,25/0,5	20	п	3,00
2	5	50	HCl	6	1	100		0,25/0,5	20	п	3,00
3	5	50	HCl	6	1	100		0,25/0,5	72	п	0,30
4	7	37,5	HCl	24		25	СФПК	1	20	к	0,16
5	7	100	ЩСПК	100			ГФ	0,5/0,1/0,5	20	п	3,00
6	7	100	ЩСПК	100				0,5/0,5	20	п	3,00
7	5	50	HCl	6				0,5	20	п	3,00
Известные способы
8					2	25	ШФЛУ	0,25	20	п	3,00
9					1	100		0,25	20	п	3,00
10					1	100		0,25	72	п	0,30
Отдельные реагенты
11							ГФ	0,1	20	п	3,00

Продолжение таблицы 5
№ опыта	Содержание солей в 3В, мас.%	Способ сочетания реагентов	Rост	Δηн, % от остаточной нефти
1	13	14	15	16
1	12,000	п	0,9	42
2	12,000	п	1,2	25
3	0,034	п	0,5	34
4	16,000	с	2,9	82
5	22,000	п	3,1	43
6	22,000	п	1,5	12
10	12,000	с	1,0	5
7	12,000	с	1,0	24
8	12,000		1,2	8
9	0,034		1,0	17 (эмульсия)
11	22,000			8

Claims (2)

1. Применение водного раствора смол от упарки водно-кислотного стока производства капролактама, содержащего не менее 31 мас.% сухого остатка, не менее 6,4 мас.% аминоорганических кислот в пересчете на аминокапроновую кислоту и имеющего рН выше 4,4, в качестве реагента для обработки призабойной зоны нефтяного пласта.

2. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта с использованием реагента по п.1, характеризующийся тем, что в зону нефтяного пласта закачивают реагент по п.1 с водным раствором электролитов, и/или с органическим растворителем, и/или с углеводородной поверхностно-активной дисперсией, при этом химреагенты закачивают в пласт в порядке и сочетаниях, определяемых состоянием призабойной зоны пласта скважины.