RU2717012C1

RU2717012C1 - Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Info

Publication number: RU2717012C1
Application number: RU2019103192A
Authority: RU
Inventors: Олег Владимирович Гладунов; Сергей Александрович Козлов; Сергей Николаевич Кожин; Валерий Александрович Елесин; Ренат Тахирович Латыпов; Игорь Владимирович Царьков; Ксения Игоревна Бабицкая
Original assignee: Акционерное общество "Самаранефтегаз"
Priority date: 2019-02-05
Filing date: 2019-02-05
Publication date: 2020-03-17

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти и снижение обводненности скважинной продукции. Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, содержащий смесь кокамидопропилбетаина, анионного поверхностно-активного вещества, неионогенного поверхностно-активного вещества и воды, содержит в качестве анионного поверхностно-активного вещества алкилбензолсульфонат натрия, в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - кокамиддиэтаноламин или диэтаноламин, пресная вода, дополнительно в качестве щелочи содержит гидроокись натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: кокамидопропилбетаин 10,0-25,0; алкилбензолсульфонат натрия 1,0-4,0; кокамиддиэтаноламин или диэтаноламин 0,1-3,0; гидроокись натрия 7,0-15,0; пресная вода остальное. 3 ил. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для обработки призабойной зоны нефтяного пласта с целью одновременных интенсификации добычи высоковязкой нефти и ограничения водопритока.

Известен состав для обработки нефтяного пласта (АС №1061546, Е21В4 3/22, от 10.04.2000 г.), включающий щелочь 0,03-0,10 (мас. %), силикат натрия 0,0009-0,0020 (мас. %), алкилбензолсульфанат натрия 0,03-0,10 (мас. %), триполифосфат натрия 0,012-0,025 (мас. %), вода - остальное.

Известна композиция для повышения нефтеотдачи пласта (Патент №2065946, Е21В 43/22, от 27.08.1996 г.), содержащая нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580 - 5-90 мас. %, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 - 5-90 мас. % и растворитель - остальное.

Недостатком перечисленных выше технических решений является то, что данные композиции не обеспечивают одновременно процессы интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является мицеллярный раствор (Патент №2610952, С09К 8/584, от 10.01.2017 г.) содержащий, мас. %: лаурилсульфат натрия - 1,71, кокамидопропилбетаин - 5,61, Неонол АФ 9-10 - 8,86, пресная вода - остальное. При соотношении 1:1 мицеллярного раствора из прототипа с пластовой водой вязкость жидкости повышается до значения 141,25 мПа*сек при скорости 40 с^-1. При смешении мицеллярного раствора из прототипа и нефти в равных объемах вязкость смеси снижается до 24,5 мПа⋅с при скорости сдвига 40 с^-1.

Недостатком данного технического решения является недостижение технологически эффективных значений вязкости состава при контакте с пластовой водой.

Целью предлагаемого изобретения является разработка состава, который обеспечивает селективное изменение реологических характеристик пластовых флюидов, за счет чего возможно эффективно одновременно интенсифицировать добычу высоковязкой нефти и ограничивать водоприток к скважине.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит смесь кокамидопропилбетаина, анионного поверхностно-активного вещества, неионогенного поверхностно-активного вещества и воды, в отличие от прототипа, в качестве анионного поверхностно-активного вещества содержит алкилбензолсульфонат натрия, в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - кокамид диэтаноламин или диэтаноламин, пресная вода, дополнительно в качестве щелочи содержит гидроокись натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

кокамидопропилбетаин	- 10,0-25,0
алкилбензолсульфонат натрия	- 1,0-4,0

кокамид диэтаноламин или диэтаноламин

- 0,1-3,0

гидроокись натрия	- 7,0-15,0
пресная вода	- остальное

Заявляемое соотношение компонентов обеспечивает эффективность одновременно интенсифицировать добычу высоковязкой нефти и ограничивать водоприток к скважине.

Данный состав обладает комплексным действием, за счет многофункциональных химических свойств, входящих в него компонентов. Экспериментально установлено, что при использовании заявляемого состава наблюдаются новые поверхностные явления - снижение поверхностного натяжения на границе «реагент-нефть» и изменение реологических свойств состава при контакте с пластовыми флюидами, что приводит к повышению эффективности добычи высоковязкой нефти и снижению обводненности скважинной продукции.

Для приготовления состава были использованы следующие вещества:

- кокамидопропилбетаин - (лаурамидопропилбетаин) амфотерное поверхностно-активное вещество. Представляет собой прозрачную или слегка мутную жидкость желтоватого цвета со слабым характерным запахом. Содержание основного вещества 46-48%;

- алкилбензолсульфонат натрия - (сульфанол) смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, с общей формулой R-C6H4NaO3S, где R - радикал, соответствующий общей формуле CnH2n+1, где n=14-18;

- гидроокись натрия по ГОСТ Р 55064-2012 (Натр едкий технический. Технические условия) - белое твердое вещество. Сильно гигроскопичен, на воздухе «расплывается», активно поглощая пары воды из воздуха. Хорошо растворяется в воде, при этом выделяется большое количество теплоты. Раствор едкого натра мылок на ощупь.

- диэтаноламин (ДЭА) - органическое соединение, представитель класса аминоспиртов, густая маслянистая жидкость, смешивается с водой во всех отношениях, обладает сильными основными свойствами.

- кокамид диэтаноламин (кокамид ДЭА) - амид жирной кислоты кокосового масла, который получают при реакции диэтаноламина с жирными кислотами кокосового масла.

- пресная вода

Состав получали смешением компонентов в следующей последовательности. На аналитических весах в мерный стаканчик наливают пресную воду, добавляют гидроокись натрия и перемешивают вручную с помощью стеклянной палочки. При перемешивании добавляют алкилбензолсульфонат натрия и кокамид ДЭА или ДЭА и после полного растворения добавляют кокамидопропилбетаин. Раствор перемешивают стеклянной палочкой.

Предлагаемый состав был испытан в лабораторных условиях. Для исследований готовились растворы с различным содержанием компонентов. Растворы изучались стандартным методом.

При определении эффективности предлагаемого состава для обработки призабойной зоны нефтяного пласта лабораторными методами в качестве образца нефти была взята высоковязкая нефть со следующими свойствами в нормальных условиях: плотность составила 899,0 кг/м³, динамическая вязкость разгазированной нефти - 187,1 мПа⋅с, содержание смол - 11,93%, парафинов - 5,55%, в качестве пробы минерализованной воды была взята пластовая вода со следующими свойствами: минерализация пластовых вод составляет 247,1 г/л, плотность в стандартных условиях 1162,5 кг/м³, вязкость в пластовых условиях, в среднем, равна 1,42-1,43 мПа⋅с.

Динамическую вязкость проверяли реологическими испытаниями состава с использованием реометра Modular Compact Rheometer MCR52 (Anton Paar GmbH, Austria) при различных параметрах.

Приготовленные растворы тщательно перемешивали, выдерживали некоторое время для удаления пузырьков газа при комнатной температуре и в объеме 0,5-2,5 мл (в зависимости от вязкости образца и используемой системы - РР25, РР50) загружали в измерительную систему реометра для измерения реологических характеристик. По результатам измерений построили графики в координатах μ=f(r), где μ - динамическая вязкость, мПа⋅с, r - скорость сдвига, с^-1.

Выполненные реологические исследования показали, что исходная динамическая вязкость разработанного состава составляет 48,8 мПа⋅с при 40 с^-1.

При смешении состава с образцом высоковязкой нефти в массовом соотношении 1:1 вязкость смеси снижается до значения 23,2 мПа⋅с при 40 с^-1. График зависимости динамической вязкости от скорости сдвига разработанного состава при контакте с нефтью представлен на Фиг. 1.

Образец высоковязкой нефти (кривая 1), разработанный состав (кривая 2), смесь разработанного состава и нефти (1:1) (кривая 3)

При контакте состава с пластовой минерализованной водой вязкость смеси возрастает до 6873,9 мПа⋅с при 1 с^-1, до 987,7 мПа⋅с при 40 с^-1, до 406,1 мПа⋅с при 100 с^-1.

Исходя из графика зависимости динамической вязкости от скорости сдвига разработанного состава при контакте с пластовой водой (Фиг. 2), где разработанный состав (кривая 1), смесь разработанного состава и образца пластовой воды (1:1) (кривая 2) можно сделать вывод, что при закачке состава реагента в пласт благодаря снижению вязкости, возникающему при высоких скоростях сдвига, обеспечивается глубокое проникновение состава в пласт.

При эксплуатации скважины состав обеспечивает блокирование пластовой воды за счет повышения вязкости смеси состава с электролитами Са2+, Na+, K+, Mg2+, возникающему при низких скоростях сдвига.

Определение величины межфазного натяжения на границе раздела «нефть - реагент» произведено с использованием тензиометра вращающейся капли SVT 15N производства DataPhysics.

Межфазное натяжение на границе «нефть - пластовая вода» равно 28 мН/м, а на границе раздела фаз «состав - нефть» снижается до 1,8 мН/м, при этом критическая концентрация мицеллообразования составляет около 0,8% мас. При общей концентрации поверхностно - активных веществ (ПАВ) в растворе выше точки ККМ межфазное натяжение остается постоянным, что свидетельствует об образовании компактных агрегатов из молекул ПАВ - мицелл, что обеспечивает вытеснение остаточной нефти, очищение призабойной зоны, а также выравнивание профиля притока.

На Фиг. 3 показано изменение межфазного натяжения на границе «состав - нефть» от общей концентрации ПАВ.

Предложенный состав при обработке нефтенасыщенных пропластков призабойной зоны пласта (ПЗП) позволяет уменьшить вязкость нефти и снизить межфазное натяжение на границе «состав-нефть».

Различные композиции состава для обработки призабойной зоны нефтяного пласта представлены в таблице Фиг. 4, где показаны результаты исследований динамической вязкости смеси пластовой воды и состава с различным соотношением компонентов.

Пример 1

Проведены фильтрационные испытания разработанного состава №7, представленного в таблице Фиг. 4, на насыпных моделях керна. В кернодержатель помещали предварительно размолотую, вымытую и высушенную естественную породу рассматриваемого объекта с размером частиц 106-150 мкм. Делители фаз заполняли нефтью, пластовой водой и разработанным составом. Подача состава с расходом 2 мл/мин обеспечивалась лабораторным плунжерным насосом. Контроль давления на входе и выходе из кернодержателя обеспечивали электронные датчики давления. Противодавление на выходе из керна устанавливалось постоянным и составляло 1,0 МПа. Объем пор кернодержателя - 32 см³. Температура в кернодержателе составляла 26,5°С и соответствовала пластовой.

Фильтрацию состава проводили на водонасыщенном керне (подготовленный керны насыщали пластовой минерализованной водой, определяли объем пор), во всех режимах испытаний при насыщении пластовой водой контролировали достижение стационарных условий фильтрации. Далее производилась закачка разработанного состава в объеме, равном 0,5 объема порового пространства. После закачки указанного объема производилось изменение направления потока и с другого торца керна начинали подавать пластовую воду. Данные действия позволяют имитировать технологическую операцию, проводимую непосредственно на скважине: закачку состава, вызов притока и добычу флюида из пласта.

При фильтрации пластовой воды в водонасыщенном керне происходил постоянный рост давления. При предположительном контакте пластовой воды с составом давление на входе достигло 3,8 МПа, что косвенно подтверждает образование высоковязкого экрана на границе контакта.

Пример 2

Фильтрацию состава №7, представленного в таблице Фиг. 4, проводили на нефтенасыщенном керне (подготовленный керны насыщали пластовой минерализованной водой, определяли объем пор, далее керн насыщали нефтью рассматриваемого объекта), во всех режимах испытаний при насыщении пластовыми флюидами контролировали достижение стационарных условий фильтрации. Далее производилась закачка разработанного состава в объеме, равном 0,5 объема порового пространства. После закачки указанного объема производилось изменение направления потока и с другого торца керна начинали подавать нефть рассматриваемого объекта. Данные действия позволяют имитировать технологическую операцию, проводимую непосредственно на скважине: закачку состава, вызов притока и добычу флюида из пласта.

При фильтрации нефти в нефтенасыщенном керне происходит постепенное снижение давления. Даже после прокачки объема нефти более 1 объема порового пространства снижение продолжается после полного вытеснения состава. Данный эффект позволяет сделать выводы о снижениях вязкости нефти и гидравлических сопротивлений за счет адсорбции поверхностно-активных веществ.

Таким образом, при воздействии данным составом на призабойную зону обводненного нефтяного пласта обеспечивается выравнивание профиля притока, стимулируется приток нефти из нефтенасыщенных и ограничивается водоприток из водонасыщенных пропластков.

Claims

Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, содержащий смесь кокамидопропилбетаина, анионного поверхностно-активного вещества, неионогенного поверхностно-активного вещества и воды, отличающийся тем, что в качестве анионного поверхностно-активного вещества содержит алкилбензолсульфонат натрия, в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - кокамид диэтаноламин или диэтаноламин, пресная вода дополнительно в качестве щелочи содержит гидроокись натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:
кокамидопропилбетаин 10,0-25,0 алкилбензолсульфонат натрия 1,0-4,0 кокамид диэтаноламин или диэтаноламин 0,1-3,0 гидроокись натрия 7,0-15,0 пресная вода остальное.