КОМПОЗИЦИЯ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЙ КИСЛОТНОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Российский патент 1994 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны скважины.

Известен состав для обработки песчаников (пат. США N 3794117, НКИ 166-307, 1974).

Недостатком данного состава является невысокая эффективность снижения водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является композиция для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин (авт. св. СССР N 1161699, кл. Е 21 В 43/22, 1984), включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту концентрацией 5-24% .

Недостатком этой композиции является невысокое снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов.

Целью изобретения является снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластов.

Поставленная цель достигается тем, что в известной композиции для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающей поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, в качестве поверхностно-активного вещества используют нефтенол Н, а соляную кислоту используют с концентрацией более 25% при следующем соотношении компонентов, мас. % : Нефтенол Н 2 - 8 Соляная кислота 92 - 98
Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие:
1. Поверхностно-активное вещество;
2. Соляная кислота;
3. Использование в качестве поверхностно-активного вещества нефтенола Н;
4. Использование соляной кислоты с концентрацией более 25% ;
5. Количественное соотношение компонентов.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками.

Особенности нефтяных месторождений - многопластовость, зональная и слоистая неоднородность пластов (пропластков) по проницаемости. При заводнении неоднородных пластов нагнетаемая вода движется (вытесняет нефть) по высокопроницаемым прослоям, что приводит к прогрессирующему обводнению добывающих скважин при незначительной доле охваченных заводнением запасов нефти.

Одной из главных задач воздействия на пласт и в первую очередь на призабойные зоны пласта является снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев, что приводит к выравниванию профилей приемистости нагнетательных и профилей отдачи добывающих скважин, извлечению нефти из малопроницаемых прослоев, а следовательно, к повышению нефтеотдачи. На практике о снижении водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородного пласта судят по уменьшению приемистости нагнетательных скважин и обводненности продукции добывающих скважин.

Применение данного способа направлено на повышение нефтеотдачи неоднородных пластов за счет снижения водопроницаемости высокопроницаемых прослоев.

Поставленная цель достигается за счет применения для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин композиции ПАКС (поверхностно-активной кислотной системы), состоящей из двух компонентов - нефтенола Н и соляной кислоты.

Нефтенол Н представляет собой продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходы от производства олеумной и сернокислотной очистки масел) и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4, выпускается по технологии ВНИИПАВ в соответствии с ТУ 38.507-63-091-90 ПО "Горькнефтеоргсинтез" и Ярославским НПЗ. Внешний вид - вязкая коричневая жидкость с массовой долей активного вещества 62-64% , хорошо растворима в углеводороде. При проведении испытаний использовался нефтенол Н с активностью 63,6% .

Соляная кислота в соответствии с ГОСТ 857-78 представляет желтоватую дымящую на открытом воздухе жидкость. Товарная кислота имеет плотность 1154-1188 кг/м³, вязкость при 20^оС - 2 мПа С, температура замерзания (55) - (58)^оС.

По своей природе и физико-химическим свойствам нефтенол Н является маслорастворимым поверхностно-активным веществом. Неожиданным оказалось то, что в высококонцентрированной соляной кислоте (от 25% и выше) нефтенол Н полностью растворяется с образованием прозрачной системы (ПАКС).

После перемешивания композиции ПАКС с пластовой водой, содержащей 1,55% NaCl + 0,25% СаСl₂, и нефтью в соотношении 1: 1: 1 с последующим отстаиванием смесь жидкостей разделяется на три части: сверху - углеводород, средняя часть - коричневого цвета, вязкая эмульсионная фаза, внизу - раствор кислоты.

В процессе вытеснения из пористой среды, содержащей остаточную нефть и воду, композицией ПАКС наблюдается вытеснение остаточной нефти, а в процессе вытеснения композиции ПАКС водой (1,8% ) имеет место резкое снижение фазовой водопроницаемости; при вытеснении композиции ПАКС нефтью затухания фильтрации нефти не наблюдается.

Механизм процесса взаимодействия композиции ПАКС с водой следующий: по мере закачки воды и растворении ее в композиции ПАКС концентрация соляной кислоты снижается. Происходит образование эмульсионной фазы, в которой нефтенол Н становится практически нерастворимым. Образование этой фазы приводит к возрастанию сопротивления для воды (в 100 и более раз). Описанный механизм обеспечивает при обработке композицией ПАКС призабойной зоны неоднородного пласта нагнетательных скважин снижение приемистости по воде и снижение обводненности продукции добывающих скважин.

Применение композиции ПАКС в условиях промысла осуществляется следующим образом.

Композиция готовится непосредственно у скважины или в цехе химизации НГДУ (на узле приготовления растворов). В емкость кислотовоза подается сначала нефтенол Н, затем соляная кислота и после перемешивания композиции закачивается в пласт. После закачки композиции ПАКС в нагнетательную скважину переходят на нагнетание воды из системы поддержания пластового давления. После закачки композиции ПАКС в добывающую скважину осуществляют ее продавку из скважины до пласта водой или нефтью или другим углеводородным растворителем. После небольшой выдержки скважину пускают в эксплуатацию.

Примеры конкретного выполнения технологии обработки скважин композицией ПАКС на нагнетательных скважинах.

П р и м е р 1. В скважину закачали 200 м³ композиции ПАКС, содержащей, мас. % : нефтенол Н 8,0; соляная кислота (25% ) 92,0. После этого скважину подключают под нагнетание воды к системе ППД. Приемистость скважины до обработки при давлении 10 МПа составляла 700 м³/сут. После обработки при том же давлении - 450 м³/сут, что свидетельствует о снижении проницаемости по воде более проницаемых прослоев.

П р и м е р 2. Объем композиции ПАКС, как в примере 1, но соотношение компонентов композиции ПАКС выбрано следующее, мас. % : нефтенол Н 5,0; соляная кислота (28% ) 95,0. Приемистость скважины до обработки при давлении 8 МПа составляла 500 м³/сут. После обработки - 180 м³/сут при том же давлении нагнетания, что свидетельствует о снижении проницаемости по воде более проницаемых прослоев.

П р и м е р 3. Объем композиции ПАКС, как в примере 1, но соотношение компонентов композиции ПАКС выбрано иным, мас. % : нефтенол 2; соляная кислота (30% ) 98. Приемистость скважины при давлении 9 МПА до обработки составляла 250 м³/сут, после обработки при том же давлении - 150 м³/сут, что свидетельствует о снижении проницаемости более проницаемых прослоев.

П р и м е р 4 (прототип). В скважину закачали 200 м³ композиции, содержащей 0,5 мас. % смеси поверхностно-активных веществ и 99,5 мас. % соляной кислоты концентрацией 12% . Причем смесь поверхностно-активных веществ состояла из алкилсульфоната 67 мас. % , алкилбензолсульфоната 26 мас. % , полигликолевого эфира 7 мас. % . Приемистость скважины до обработки при давлении 8 МПа составляла 90 м³/сут. После обработки при том же давлении - 270 м³/сут, т. е. не уменьшилась, а возросла в 3 раза, что указывает на возрастание водопроницаемости более проницаемых прослоев.

Примеры выполнения на добывающих скважинах.

П р и м е р 5. В скважину закачали 100 м³ композиции ПАКС, содержащей, мас. % : нефтенол Н 8,0; соляная кислота (30% ) 92,0. Обводненность продукции до обработки составляла 85% , после обработки и технологической выдержки в течение суток и пуска скважины в эксплуатацию обводненность установилась на уровне 55% , что указывает на снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев.

П р и м е р 6. Выполнено, как в примере 5, но соотношение компонентов в композиции ПАКС другое, мас. % : нефтенол Н 6,0, соляная кислота (37% ) 94,0. Обводненность продукции до обработки составляла 70% , после обработки и технологической выдержки в течение суток и пуска скважины в эксплуатацию обводненность составила 45% , что указывает на снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев.

П р и м е р 7. Выполнено, как в примере 5, но соотношение компонентов в композиции ПАКС иное, мас. % : нефтенол Н 2; соляная кислота (25% ) 98. Обводненность продукции была 95% , а после обработки установилась на уровне 70% , что указывает на снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев.

П р и м е р 8 (прототип). В скважину закачали 100 м³ композиционного состава, указанного в примере 4. Обводненность продукции была 78% , после обработки она возросла до 87% , что указывает на возрастание водопроницаемости более проницаемых прослоев.

Результаты приведенных примеров сведены в таблицу.

Результаты, приведенные в таблице, показывают, что в диапазоне содержания нефтенола Н в ПАКСе в количестве 2-8 мас. % и соляной кислоты (концентрацией более 25% ) 92-98мас. % композиция обеспечивает уменьшение приемистости нагнетательных скважин и обводненности продукции добывающих скважин, что свидетельствует о снижении водопроницаемости высокопроницаемых пропластков. При применении прототипа подобных результатов получено не было.

Применение заявленного технического решения позволяет осуществить выравнивание профилей приемистости и отдачи за счет снижения водопроницаемости высокопроницаемых пропластков и повышение степени извлечения нефти путем вовлечения в разработку менее проницаемых нефтенасыщенных зон неоднородных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны скважин. Целью изобретения является снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластков. Призабойную зону нагнетательных и добывающих скважин обрабатывают композицией, включающей, мас. % : продукт совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ₉ - 4 - 3 "нефтенол Н" 2 - 8; соляную кислота 92 - 98. 1 табл.

КОМПОЗИЦИЯ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЙ КИСЛОТНОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН, включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, отличающаяся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ₉-4 - "Нефтол-Н", а соляную кислоту используют с концентрацией 25 - 37% при следующем соотношении компонентов, мас. % :
Продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ₉ - 4 - "Нефтенол-Н" 2 - 8
Соляная кислота 25 - 37% -ная 92 - 98