СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2000 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2149988C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разрушения водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта, а также при перфорации скважины - при вторичном вскрытии продуктивного пласта.

При вскрытии продуктивных отложений за счет фильтрации промывочной жидкости на водной основе в околоствольной зоне скважины формируется область повышенной водонасыщенности, обусловливающая образование на поверхности проницаемых каналов, трещин и пор коллектора адсорбционно-гидратных слоев. Последние снижают фильтрационные характеристики коллектора и фазовую проницаемость по нефти.

Известен состав перфорационной среды для вторичного вскрытия продуктивного пласта (РД 39-0147276-5I3-87P), содержащий ПАА - 0,5-1,2 мас.% или КМЦ - 1,5-2,0 мас. % соли алюминия, или других многовалентных металлов - 0,03-0,10 мас.%, вода - остальное.

Недостатком данного технического решения является содержание в составе перфорационной среды трудноизвлекаемых из продуктивного пласта полимолекулярных соединений - ПАА и КМЦ, а также солей многовалентных металлов, образующих при определенном взаимодействии с другими анионами нерастворимые осадки.

Наиболее близким аналогом к изобретению является состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий полидиметилдиамиламмония хлорид (ПДМДААХ - 2-5 мас. %, хлористый калий - 1-2,5 мас.%, полигликоль - 0,1-0,5 мас.% и воду - остальное (патент РФ N 2083808, E 21 B 43/22, 1997).

Недостатком известного технического решения является низкая гидрофобизирующая способность состава и, как следствие, незначительное восстановление проницаемости загрязненного пласта по нефти.

Задачей изобретения является восстановление проницаемости загрязненного фильтратом бурового раствора пласта путем улучшения гидродинамической связи его со скважиной в процессе перфорации обсадной колонны и в результате обработки призабойной зоны пласта при освоении скважины.

Решение задачи достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество ПАВ, хлористый калий и воду, в качестве ПАВ содержит поверхностно-активное вещество комплексного действия - ПКД-515 - смесь неионогенного ПАВ, углеводородного растворителя и азотсодержащей добавки, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
указанное ПАВ комплексного действия - 1,0-3,0
хлористый калий - 1,0-3,0
вода - остальное.

В результате многочисленных экспериментов установлено, что хлористый калий выполняет роль деструктора адсорбционногидратных слоев, а ПКД-515 обусловливает инверсию смачиваемости гидрофильных пород коллектора, превращая их в гидрофобные, а также снижает межфазное натяжение между нефтью и водой. Благодаря этому снижается водонасыщенность в околоствольной зоне коллектора и улучшается его фазовая проницаемость по нефти. ПАВ комплексного действия ПКД-515 представляет собой композиционную смесь неионогенного ПАВ - лапрола и алкамона Д, углеводородного растворителя: нефраса 120/220 или этилбензольной фракции, алифатических спиртов, азотсодержащей добавки, выпускается согласно ТУ 39-05765670-ОП-211-95. Пожаробезопасность достигается добавкой воды 20 мас.% и более.

Хлористый калий (KCl) выпускается промышленностью в соответствии с ГОСТ 4568-83.

Для получения сравнительных данных по известному и новому технологическим решениям был проведен комплекс лабораторных исследований.

В первой серии экспериментов исследовалась гидрофобизирующая способность нового и известного составов поверхности порового пространства образцов горной породы по "Методу определения смачиваемости углеводородсодержащих пород" (ОСТ 39-180-85, М. : Миннефтепром, 1985). Образцами горной породы являлись керны-песчаники, отобранные из продуктивных пластов угленосной свиты Менеузовской площади НГДУ Чекмагушнефть. Суть экспериментов заключается в определении смачиваемости поверхности скелета образцов горной породы до прокачки через образцы составов для обработки призабойной зоны и после прокачки нового и известного составов в количестве 10 поровых объемов. Результаты опытов представлены в табл.1,
где Мнач - показатель первоначальной смачиваемости кернов;
М1 - показатель смачиваемости кернов после прокачки состава: 3,0 мас.% ПКД-515; 3,0 мас.% KCl; вода - остальное;
M2 - показатель смачиваемости кернов после прокачки состава: ВПК-402 - 5 мас.%; KCl - 2,5 мас.%; полигликоль - 0,5 мас.%; вода - остальное.

Как следует из результатов опытов, керны, через которые был прокачан новый состав, приобрели преимущественно гидрофобную смачиваемость. Керны, через которые был прокачан известный состав, остались преимущественно гидрофильными.

Следующим этапом экспериментов являлось определение коэффициента восстановления проницаемости образцов горной породы по нефти в зависимости от состава прокачиваемой жидкости. Эксперименты проводились по стандартной методике на установке УИПК-1М. Результаты экспериментов приведены в табл.2.

Как видно из результатов экспериментов, приведенных в табл. 2, обработка кернов продуктивного пласта предлагаемой композицией в 2,7-7,6 раз увеличивает их проницаемость по нефти, в то время как обработка известным составом уменьшает начальную проницаемость кернов на 43-50%. Увеличение проницаемости кернов после обработки тем больше, чем меньше их начальная проницаемость. Из этого следует, что после обработки продуктивного пласта предлагаемым составом в процессе фильтрации нефти участвуют даже наименьшие по диаметру поры, в которых ранее капиллярно удерживалась вода. Это происходит из-за разрушения адсорбционно-гидратных слоев на поверхности пор благодаря действию более активных катионов калия, содержащихся в прокачиваемом составе. А поверхностно-активное вещество - ПКД-515 снижает межфазное натяжение жидкостей в призабойной зоне коллектора, уменьшая эффект Жамена, тем самым способствует удалению фильтрата бурового раствора из этой зоны.

Содержание KCl в составе для обработки призабойной зоны пласта способствует дегидрагированию глинистых частиц бурового раствора, проникших в пласт, а также предотвращает набухание глинистого минерала коллектора. Этот процесс является дополнительным вкладом для улучшения гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной.

Содержание компонентов предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта в количестве ниже нижнего предела концентрации не позволяет иметь высокие значения коэффициента восстановления проницаемости коллектора по нефти. Содержание реагентов в предлагаемом составе выше верхнего предела концентрации ведет к перерасходу этих реагентов.

Таким образом, использование предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта снижает межфазное натяжение жидкостей в призабойной зоне пласта, гидрофобизирует поверхность скелета горных пород, разрушает адсорбционно-гидратные слои на поверхности пор, увеличивает проницаемость продуктивного пласта по нефти, что приводит к снижению водонасыщенности и повышению нефтеотдачи пластов.

Похожие патенты RU2149988C1

название год авторы номер документа
БУРОВОЙ РАСТВОР 2000
  • Андресон Б.А.
  • Бочкарев Г.П.
  • Кузнецов В.А.
  • Гилязов Р.М.
  • Юсупов Р.А.
  • Фатхутдинов И.Х.
  • Мударисов М.И.
RU2174996C2
ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР 2001
  • Мурзагулов Г.Г.
  • Андресон Б.А.
  • Гилязов Р.М.
  • Хайруллин В.Ф.
RU2213761C2
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 2001
  • Андресон Б.А.
  • Бочкарев Г.П.
  • Кузнецов В.А.
  • Мурзагулов Г.Г.
  • Гилязов Р.М.
  • Бабушкин А.Б.
  • Махмутов Д.З.
  • Дильмиев М.Р.
RU2179568C1
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ В ОБВАЛИВАЮЩИХСЯ ПОРОДАХ И ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 2003
  • Фатхутдинов И.Х.
  • Андресон Б.А.
  • Бочкарев Г.П.
  • Четвертнева И.А.
  • Бабушкин А.Б.
RU2242492C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ 1996
  • Алмаев Р.Х.
  • Базекина Л.В.
  • Сафонов Е.Н.
  • Плотников И.Г.
  • Асмоловский В.С.
  • Парамонов С.В.
  • Габдрахманов А.Г.
RU2127358C1
СПОСОБ ДООТМЫВА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ 1997
  • Хисаева Д.А.
  • Якименко Г.Х.
  • Хатмуллин Ф.Х.
  • Назмиев И.М.
  • Гафуров О.Г.
  • Ширгазин Р.Г.
RU2134342C1
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С НИЗКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ 2005
  • Гибадуллин Наиль Закуанович
  • Тайгин Евгений Викторович
  • Рафиков Радик Миннивалеевич
  • Гилязов Раиль Масалимович
  • Рахматуллин Марат Раифович
  • Четвертнева Ирина Амировна
  • Хафизова Светлана Ринатовна
  • Дильмиев Марат Рафаилович
  • Бабушкин Алексей Борисович
  • Гайсин Ильфат Фаритович
  • Ширская Алина Олеговна
RU2278890C1
Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора 2019
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Максютин Александр Валерьевич
RU2724833C1
БУРОВОЙ РАСТВОР 1999
  • Андресон Б.А.
  • Бочкарев Г.П.
  • Рамазанов Г.С.
  • Гилязов Р.М.
RU2162874C2
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ В ОБВАЛИВАЮЩИХСЯ ПОРОДАХ 1998
  • Андресон Б.А.
  • Бочкарев Г.П.
  • Фатхутдинов И.Х.
  • Мударисов М.И.
  • Юсупов Р.А.
RU2163248C2

Иллюстрации к изобретению RU 2 149 988 C1

Реферат патента 2000 года СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Состав относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является восстановление проницаемости пласта. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: поверхностно-активное вещество комплексного действия - ПКД-515 - смесь неионогенного ПАВ, углеводородного растворителя и азотсодержащей добавки 1,0-3,0; хлористый калий 1,0-3,0; вода остальное. 2 табл.

Формула изобретения RU 2 149 988 C1

Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество ПАВ, хлористый калий и воду, отличающийся тем, что в качестве ПАВ он содержит поверхностно-активное вещество комплексного действия - ПКД-515 - смесь неионогенного ПАВ, углеводородного растворителя и азотсодержащей добавки, при следующей соотношении компонентов, мас.%:
Указанное ПАВ комплексного действия - 1,0 - 3,0
Хлористый калий - 1,0 - 3,0
Вода - Остальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2000 года RU2149988C1

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1995
  • Ступоченко В.Е.
  • Приклонский А.Ю.
  • Поддубный Ю.А.
  • Кан В.А.
  • Соркин А.Я.
  • Дябин А.Г.
  • Чекалина Г.
  • Аванесов И.Г.
RU2083808C1
RU 94015252 А1, 10.02.1996
Способ разработки нефтяной залежи 1992
  • Сонич Владимир Павлович
  • Жильцов Николай Иванович
  • Пастухова Наталья Николаевна
  • Жукова Галина Анатольевна
  • Павлов Михаил Викторович
  • Шевченко Вячеслав Николаевич
SU1836550A3
Состав для обработки призабойной зоны пласта 1988
  • Городнов Владимир Павлович
  • Серебрей Татьяна Ивановна
  • Масленникова Надежда Борисовна
  • Пятаев Николай Алексеевич
  • Киргизов Алексей Алексеевич
SU1573144A1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1988
  • Глумов И.Ф.
  • Корецкий А.Ф.
  • Ибатуллин Р.Р.
  • Слесарева Б.В.
  • Савинцева С.А.
  • Сахабутдинов К.Г.
  • Золотухина В.С.
RU1595066C
Состав для обработки пласта 1984
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Городнов Владимир Павлович
  • Гусев Владимир Иванович
  • Полубоярцев Евгений Леонидович
  • Чаплыгин Анатолий Николаевич
SU1161699A1
МИКРООБЪЕКТИВ С УВЕЛИЧЕННЫМ РАБОЧИМ РАССТОЯНИЕМ 1992
  • Фролов Д.Н.
  • Егорова О.В.
RU2104575C1
US 4265308 А, 05.05.1981.

RU 2 149 988 C1

Авторы

Андресон Б.А.

Мурзагулов Г.Г.

Рудаков С.Д.

Назмиев И.М.

Габдуллин Р.Г.

Кошелев В.Н.

Даты

2000-05-27Публикация

1998-11-23Подача