RU2569882C1

RU2569882C1 - Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт

Info

Publication number: RU2569882C1
Application number: RU2012145659/03A
Authority: RU
Inventors: Ольга Борисовна Собанова; Роман Александрович Былинкин; Дмитрий Викторович Краснов; Фарида Виловна Чуйко; Алексей Анатольевич Фомичев; Елена Владимировна Подгорная
Original assignee: Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии"
Priority date: 2012-10-25
Filing date: 2012-10-25
Publication date: 2015-11-27

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт. Технический результат - повышение качества блокировки обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности в условиях повышенных температур. Способ включает последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды. Перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 10,5-60 мас.%. Закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 2-10. После этого проводят выдержку в течение 24,5-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию. В качестве углеводородного раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ или смеси неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ типа нефтяных или синтетических сульфонатов. В качестве дисперсной добавки используют дисперсную добавку типа кремнийсодержащего вещества или дисперсную добавку карбонатов типа баритов, или углерод, или серу, или их смеси. 1 пр., 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт.

Известен способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта, включающий закачку в водоносный пласт углеводородной жидкости с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) и последующую закачку резиновой крошки в углеводородной жидкости, при этом после закачки состава осуществляют периодическое изменение градиента давления на пласт, после чего оставляют скважину в покое на срок не менее 72 часов (патент RU 2194843, МПК E21B 33/138, 2002 г.). Данный способ имеет ряд недостатков: необходимость длительной остановки скважины (72 часа); сложности при реализации метода (закачка 2-х порционная, причем 1 порция содержит ПАВ в избыточной концентрации в связи с его недостаточной эффективностью для снижения межфазного натяжения и после ее введения требуется периодическое изменение градиента давления, 2 порция - закачка в углеводородной жидкости резиновой крошки с относительно большим размером частиц дисперсной добавки 0,1-1 мм, что ведет к существенному росту давления нагнетания). Кроме того, использование добавки ПАВ в избыточной концентрации приводит к удорожанию метода. Способ характеризуется недостаточной эффективностью и не может быть реализован в коллекторах порового типа, а также в скважинах с относительно невысокой приемистостью.

Известен способ обработки призабойной зоны и повышения нефтеотдачи пласта путем закачки состава, содержащего анионные поверхностно-активные вещества - нефтяные или синтетические сульфонаты, неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 8-16 и растворитель - спирты (патент RU №2065946, МПК E21B 43/22, 1996 г.). Способ недостаточно эффективен, поскольку образующиеся эмульсии - эмульсии прямого типа, обладают невысокими вязкостями и в связи с этим слабыми блокирующими свойствами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому изобретению является способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающий определение герметичности эксплуатационной колонны и приемистости скважины, закачку углеводородного раствора ПАВ и продвижение его минерализованной водой (патент РФ №2120030, МПК E21B 43/22, 1998 г.). Данный способ недостаточно эффективен ввиду невысоких значений реологических параметров и недостаточной стабильности образующейся эмульсии обратного типа при повышенных температурах (выше 55°C).

В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного способа воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, позволяющего обеспечить качественную блокировку обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности.

Поставленная задача решается так, что в способе воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающем последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды, перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 0,5-60 масс.%, закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 1-10, после чего проводят выдержку в течение 3-48 часов и пуск скважины в эксплуатации.

В качестве поверхностно-активного вещества могут быть использованы, например, неионогенные ПАВ (НПАВ), или анионные ПАВ (АПАВ), или их смеси.

В качестве НПАВ могут быть использованы, например:

- оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, 6, 8, 9, 10, 12 по ТУ 2483-077-05766801-98;

- ОП-10 - продукт обработки моно- и диалкилфенолов с окисью этилена по ГОСТ 8433-81;

- неонолы α-12 или α-14 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе α-олефинов по ТУ 38.507-63-0302-93;

- эмульгатор ЯЛАН Э-1, представляющий собой раствор НПАВ в углеводородном растворителе по ТУ 2458-012-22657427-2000 с изм.1;

- эмульгатор ЯЛАН Э-2, представляющий собой раствор НПАВ, синтезированного в виде амидо-аминных солей высших жирных кислот С12-С18 в углеводородных смесевых растворителях по ТУ 2458-001-22650721-2009;

- эмульгатор Синол ЭМИ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий по ТУ 2484-007-57412574-01;

- эмульгатор Синол ЭМ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий в углеводородном растворителе по ТУ 2413-048-48482528-98;

- эмульгатор Нефтенол НЗб, представляющий собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы по ТУ 2458-057-17197708-01;

- эмультал, представляющий собой сложный эфир кислот таллового масла и триэтаноламина по ТУ 2483-059-05744585-2004;

- и другие или их смеси.

В качестве АПАВ используют нефтяные или синтетические сульфонаты. Нефтяные сульфонаты (НС) с эквивалентной массой от 400-580 представляют собой натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно:

- сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например, С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84 или эмульгаторы, например эмульсолы СДМУ-2 по ТУ 38.101545-75, НГЛ-205 по ТУ 38.101547-80 с изм. №№1-5;

- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38-50729-88;

- нефтяной сульфонат марки «HL» фирмы Витко Кэмикл (США) и другие.

В качестве синтетических сульфонатов (СС) используют алкилсульфонаты, моно- и диалкилдензолсульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 390 по ТУ 6-01-1612839-34-90, ТУ 2481-037-04689375-95.

В качестве углеводородного растворителя (УР) используют:

- абсорбент по ТУ 38.103349-85 - смесь предельных алифатических и ароматических углеводородов, получаемая в производстве мономеров для синтетического каучука;

- абсорбент Н по ТУ 2411-036-05766801-95 - смесь парафино-олефиновых углеводородов и смол, представляющий собой смесь побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука;

- кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола (КОРЭ) по ТУ 2414-033-05766801-95 - смесь алкилбензолов - побочный продукт ректификации этилбензола и стирола;

- жидкую фракцию пиролиза шин (ЖФПШ) по ТУ 2451-004-0136353-2003 - смесь алифатических и ароматических углеводородов;

- жидкие продукты пиролиза (ЖПП) фракции 35-230°С и 35-270°С по ТУ 38.402-62-144-93 - смесь непредельных, нафтеновых, ароматических углеводородов;

- жидкие продукты пиролиза (ЖПП), смолы нефтяные типа Е для экспорта по ТУ 38.402-62-130-92 - смесь непредельных и ароматических углеводородов с примесью парафинов и нафтенов, получаемая при пиролизе и других высокотемпературных процессов нефте- и сланцепереработки;

- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию (ТФ) по ТУ 38.103579-85;

- легкая пиролизная смола - побочный продукт производства этилена из углеводородного сырья, содержащий ароматические и неароматические углеводороды по ТУ 38.10285-83;

- пироконденсат - отход производства этилена, содержащий смесь ароматических и неароматических углеводородов по ТУ 38.103360-87;

- нефрас АР 120/200 по ТУ 38.101809-90 - смесь ароматических углеводородов;

- топливо дизельное (ТД) по ГОСТ 305-82 - продукт фракционной переработки нефти;

- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89;

- шугуровский дистиллат (ШД) по ТУ 30-0147585-018-93 - продукт фракционной переработки высокосернистой нефти;

- фракцию гексановую (ФГ) по ТУ 2411-032-0576680-95;

- фракцию широких легких углеводородов (ФИШУ) по ТУ 38.101524-93;

- растворитель парафинов нефтяной (РПН) по ТУ 0251-06200151638-2006;

- нефть (ГОСТ 9965-76) и другие, а также их смеси.

В качестве дисперсной добавки могут быть использованы, например:

- глинопорошок для буровых растворов по ТУ 39-0147001-105-93;

- концентрат баритовый по ГОСТ 4682-84;

- мука известняковая (доломитовая) по ГОСТ 14050-93;

- химически модифицированный кремнезем «Полисил» по ТУ 2169-001-49364794-99;

- модифицированный дисперсный кремнезем «Кварц» по ТУ 2458-001-50618596-2009;

- аэросил по ГОСТ 14922-77;

- биокремнезем по ТУ 5716-013-25310144-2008;

- мел природный обогащенный по ГОСТ 12085-88;

- мел природный технический дисперсный по ТУ 21-020350-06-92;

- мел сыромолотый по ТУ 5743-001-25745876-95;

- мел молотый по ГОСТ 12085-88;

- мел технический дисперсный по ТУ 21-020350-06-92;

- мел природный дисперсный по ТУ 21-020350-06-92;

- мел молотый высокодисперсный по ТУ 5473-010-05307944-2002;

- мел химически осажденный по ГОСТ 8253-79;

- утяжелитель карбонатный порошкообразный по ТУ 5743-034-00204872-2002;

- диатомит по ТУ 5761-001-25310144-99;

- баритовый концентрат по ГОСТ 4682-84;

- доломитовая мука по ГОСТ 14050-93;

- сера гранулированная по ТУ 2112-096-31323949-2003;

- сера техническая по ГОСТ 127.1-93;

- сера молотая для резиновых изделий и каучуков по ГОСТ 127.4-93;

- сера молотая для сельского хозяйства по ГОСТ 127.5-93;

- кремнийорганическая жидкость «Силор» по ТУ 2229-052-05766764-2003;

- кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» -по ТУ 2458-530-05763441-2009 с изм. 1;

- гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 - по ТУ 6-02-696;

- водоизоляционный кремнийорганический продукт 119-296И - по ТУ 2229-519-05763441-2009 с изм. 1;

- воднорастворимый тампонажный однокомпонентный кремнийорганический состав (реагент ВТОКС) по ТУ 6-02-1-045-94 с изм. 1;

- углерод технический для производства резины по ГОСТ 7885-86;

- углерод технический по ASTM D1765;

- сажа белая по ГОСТ 18307-78;

- древесная мука по ГОСТ 16361-87; и другие, а также их смеси.

В качестве воды используют воду от пресной до высокоминерализованной с содержанием солей 1200 кг/м3.

В предлагаемом способе в углеводородный раствор ПАВ вводят дисперсную добавку в количестве 0,5-60 масс.% и проводят последовательную закачку смеси углеводородного раствора ПАВ с дисперсной добавкой и воды. Закачку ведут циклически, с числом циклов 1-10, после чего проводят выдержку в течение 3-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию.

Компонентный состав смеси углеводородных растворов ПАВ (УР ПАВ) и дисперсной добавки в предлагаемом способе и физико-химические свойства эмульсий, образующихся при их смешении с водой (скорость образования, вязкость и стабильность), приведены в таблице 1 (образцы составов №1-12). Здесь же приведены физико-химические свойства прототипа (№13). Как видно из данных таблицы 1, композиции ПАВ с дисперсной добавкой в углеводородном растворителе по предлагаемому способу имеют большие значения вязкостей и большую стабильность в отличие от прототипа.

Оценку эффективности предлагаемого и известного способов проводят в лабораторных условиях по изменению проницаемости пропластков и приросту коэффициента нефтевытеснения (таблица 2). Исследования проводят на моделях неоднородного по проницаемости пласта с двумя гидродинамически несвязанными участками высоко- и низкопроницаемых пропластков. Последние представляют собой трубки длиной 0,5 м и диаметром 0,032 м, заполненные молотым карбонатным или терригенным керном и присоединенные к одному напорному контейнеру. Вначале через модель прокачивают пластовую воду, затем модель насыщают нефтью, которую вытесняют водой до достижения 98-100% обводненности по высокопроницаемому пропластку. Остаточная нефтенасыщенность модели малой проницаемости находится в пределах 43-60%. Далее вводят последовательно оторочки смеси углеводородного раствора ПАВ с дисперсной добавкой и воды. Их закачку проводят циклически. Затем фильтрацию прекращают и проводят выдержку в течение 3-48 часов и определяют прирост коэффициента нефтеизвлечения заводнением.

В таблице 2 приведены величины проницаемостей высокопроницаемого (ВПП) и низкопроницаемого пропластков (НПП), и прирост коэффициента нефтеизвлечения по предлагаемому способу и прототипу.

Приводим примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1

К 2 г синтетического сульфоната и неонола АФ9-8 добавляют 48 г растворителя - нефраса АР 120/200, затем при перемешивании добавляют 0,5 г дисперсной добавки - аэросила. Смесь перемешивают и закачивают в модель обводненного нефтяного пласта в количестве 20% от объема пор, после чего закачивают воду в количестве 45% от объема пор. Далее проводят выдержку в течение 6 часов и продолжают закачку воды (моделирование заводнения).

Примеры №2-7 выполняют аналогично примеру №1, изменяя состав УР ПАВ с дисперсной добавкой, число циклов, а также время выдержки.

Пример 13 (прототип)

Анализ данных таблицы 2 показывает, что предлагаемый способ является более эффективным по сравнению с прототипом, о чем свидетельствуют более высокие значения изменения проницаемости и прироста коэффициента нефтевытеснения.

Предлагаемый способ является высокоэффективным, поскольку позволяет обеспечить качественную блокировку обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости формирования и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности.

Как следует из таблицы 2, при использовании заявляемого способа проницаемость высокопроницаемого пропластка (ВПП) существенно снижается, так что она даже становится ниже проницаемости низкопроницаемого пропластка. Это свидетельствует о качественной блокировке обводненных зон нефтяного пласта, причем изменения проницаемостей значительно выше, чем у прототипа. Прирост коэффициента нефтевытеснения по предлагаемому способу выше по сравнению с прототипом. Таким образом, предлагаемый способ является высокоэффективным и позволяет обеспечить качественную блокировку обводненных нефтяных скважин за счет выской скорости формирования и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности.

Таблица 1
№	Наименование и содержание компонентов смеси УР ПАВ с дисперсной			Плотность воды, используемой при приготовлении эмульсий, кг/м³	Вязкость эмульсий, мПа·с при 22°C	Стабильность эмульсий при 60°C
	добавкой, масс.%
	ПАВ	УР	Дисперсная добавка






1	2	3	4	5	6	7
1	$\frac{н е ф т я н о й с у л ь ф о н а т}{1} + \frac{А Ф 9 - 8}{1}$	$\frac{н е ф р а с}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{а э р о с и л}{0,5}$	1090	926	устойчивая
2	$\frac{Э м у л ь т а л}{20} + \frac{А Ф 9 - 12}{10}$	$\frac{д и з . т о п л и в о}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{м е л}{1}$	1150	4087	устойчивая
3	$\frac{С Д М У}{6} + \frac{А Ф 9 - 6}{9}$	$\frac{а б с о р б е н т}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{г л и н о п о р о ш о к}{15} + \frac{В Т О К С}{1}$	1060	4780	устойчивая
4	$\frac{Я Л А Н}{9} + \frac{А Ф 9 - 6}{12}$	$\frac{ш у г у р о в с к и й д и с т а л а н т}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{б а р и т}{5}$	1040	3175	устойчивая
5	$\frac{А Ф 9 - 8}{14,5}$	$\frac{Р П Н}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{п о л и с и л}{20}$	1120	4083	устойчивая
6	$\frac{Н Г Л - 205}{5} + \frac{А Ф 9 - 6}{10}$	$\frac{а б с о р б е н т}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{г л и н о п о р о ш о к}{15}$	1040	2702	устойчивая
7	$\frac{Н е ф т е н о л}{12}$	$\frac{ж и д к и й п р о д у к т п и р о л и з а}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{с а ж а}{60}$	1040	>5000	устойчивая
8	$\frac{Н Г Л - 205}{3} + \frac{С и н о л}{15}$	$\frac{г е к с а н о в а я ф р а к ц и я}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{а э р о с и л}{4} + \frac{А к о р}{1}$	1090	3840	устойчивая
9	$\frac{Я Л А Н}{12} + \frac{О П - 10}{12,5}$	$\frac{л е г к а я п и р о л и з н а я с м е с ь}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{С и л о р Н Ч}{20}$	1040	4361	устойчивая

1	2	3	4	5	6	7
10	$\frac{с и н т е т и ч е с к и е с у л ь ф о н а т}{15}$	$\frac{н е ф т ь + т о л у о л ь н а я ф р а к ц и я (1 : 6)}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{" К в а р ц "}{10}$	1180	4185	устойчивая
11	$\frac{С - 150}{8} + \frac{А Ф 9 - 12}{5}$	$\frac{а б с о р б е н т Н}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{г л и н о п о р о ш о к}{5} + \frac{С и л о р}{2,5}$	1180	4185	устойчивая
12	$\frac{С - 300}{12,5} + \frac{А Ф 8 - 9}{12,5}$	$\frac{д и з . т о п л и в о + н е ф р а с (6 : 1)}{о с т а л ь н о е}$	$\frac{с а ж а}{55} + \frac{С и л о р}{5}$	1060	>5000	устойчивая
13	Прототип			1040	580	неустойчивая

* - указано объемное соотношение растворителей в смеси

Таблица 2
№	Состав (из табл.1)	Число циклов	Время выдержки, час	Проницаемость, мкм²				Прирост коэффициента нефтеизвлечения, %
				До закачки реагентов		После закачки реагентов
				ВПП* НПП**	Соотношение проницаемостей пропластков	ВПП* НПП**	Соотношение проницаемостей пропластков
1	2	4	5	6	7	8	9	10
1	Состав №3	1	6	2,78	3,97	0,016	0,052	18,4
				0,70		0,31
2	Состав №5	5	48	2,97	3,80	0,018	0,062	19,8
				0,78		0,29
3	Состав №11	10	3	2,70	3,75	0,019	0,090	20,1
				0,72		0,21
4	Состав №11	5	24	2,83	4,22	0,029	0,107	19,2
				0,67		0,27
6	Прототип			2,86	3,71	0,08	0,118	16,7
				0,77		0,68

Примечание: ВПП* - высокопроницаемый пропласток;

НПП* - низкопроницаемый пропласток

Claims

Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающий последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды, отличающийся тем, что перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 10,5-60 мас.%, закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 2-10, после чего проводят выдержку в течение 24,5-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию, причем в качестве углеводородного раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ или смеси неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ типа нефтяных или синтетических сульфонатов, а в качестве дисперсной добавки используют дисперсную добавку типа кремнийсодержащего вещества или дисперсную добавку карбонатов типа баритов, или углерод, или серу, или их смеси.