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

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 М_нач - 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.

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.

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