СОСТАВЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2003 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при обработке нефтяного пласта для восстановления проницаемости призабойной зоны, а также может быть использовано для увеличения охвата залежи воздействием, выравнивания фронта вытеснения и доотмыва остаточной нефти из пласта.

Известен состав для обработки нефтяного пласта, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, анионное поверхностно-активное вещество и растворитель (патент RU 2135754, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 27.08.99).

Однако эффективность данного известного состава недостаточно высокая, особенно при разработке низкопродуктивных слоисто-неоднородных нефтяных пластов. Кроме того, данный состав имеет ограниченную применимость, так как стабилен в интервале температур от минус 30^oС до плюс 30^oС, что неудовлетворительно в условиях повышенной температуры нефтяного пласта (40-80^oС). Применение известного состава предпочтительно только в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках, эффективность же восстановления проницаемости пласта в низкопроницаемых пропластках низкая.

Кроме того, данный известный состав применяют для обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Применение состава для обработки с целью увеличения охвата залежи воздействием, выравнивания фронта вытеснения и доотмыва остаточной нефти из пласта недостаточно эффективно, поскольку только оксиэтилированные изононилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4 или 6 малорастворимы в воде и образуют эмульсии в воде при температурах до 50⁰С. Составы же с использованием оксиэтилированных изононилфенолов на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 10 или 12 растворимы в воде, поэтому в промытых зонах не происходит образование высоковязких эмульсий. Следовательно, не происходит увеличение охвата залежи воздействием и выравнивание фронта вытеснения.

Наиболее близким аналогом является состав для обработки нефтяного пласта, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированные изононилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4-12, анионное поверхностно-активное вещество - нефтяные алкиларилсульфонаты и растворитель - низкомолекулярные спирты (патент RU 2065946, класс Е 21 В 43/22, опубл. 27.08.96).

Однако эффективность данного известного состава недостаточно высокая, особенно при разработке низкопродуктивных слоисто-неоднородных нефтяных пластов. Кроме того, данный состав имеет ограниченную применимость, так как содержание в составе неионогенных поверхностно-активных веществ свыше 35% приводит к тому, что температура застывания состава становится неприемлемо высокой (в интервале от минус 10^oС до 0^oС), что неизбежно приводит к необходимости разогрева состава перед применением в промысловых условиях и, как следствие, повышает трудозатраты при использовании состава. Вязкость состава с суммарным содержанием анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ более 40% слишком высока (более 120 мПа•с при 20^oС) для применения в промысловых условиях, поэтому неизбежно возникает необходимость введения в состав дополнительного количества растворителя, что повышает трудозатраты и расход растворителя. В качестве растворителя в известном составе использованы низкомолекулярные спирты, однако вследствие низкой температуры кипения таких спиртов (у этанола 78,3^oС, у изопропанола 82,4^oС) в условиях пластовой температуры свыше 80^oС происходит термодеструкция состава. Повышенная минерализация пластовых вод (более 50 кг/м³) также увеличивает нестабильность состава.

Техническим результатом, достигаемым настоящим изобретением, является повышение эффективности состава для обработки нефтяного пласта с целью восстановления проницаемости призабойной зоны пласта; повышение эффективности состава для обработки нефтяного пласта с целью увеличения охвата залежи воздействием, выравнивания фронта вытеснения и доотмыва остаточной нефти, в том числе в условиях повышенной температуры пласта (40-80^oС), снижение трудозатрат и расхода растворителя при использовании состава для обработки нефтяного пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что состав для обработки нефтяного пласта, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированные изононилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 10-12, анионное поверхностно-активное вещество - нефтяные алкиларилсульфонаты и растворитель, содержит указанные оксиэтилированные изононилфенолы карбоксиметилированные, а в качестве растворителя - полигликоли, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанные оксиэтилированные изононилфенолы карбоксиметилированные - 7,0-25,0
Нефтяные алкиларилсульфонаты - 5,0-30,0
Полигликоли - Остальное
Достигается указанный технический результат также тем, что состав для обработки нефтяного пласта, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированные изононилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 10-12, анионное поверхностно-активное вещество - нефтяные алкиларилсульфонаты и растворитель, содержит указанные оксиэтилированные изононилфенолы карбоксиметилированные, а в качестве растворителя -полигликоли, дополнительно - тонкодисперсную глину и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанные оксиэтилированные изононилфенолы карбоксиметилированные - 0,35-2,5
Нефтяные алкиларилсульфонаты - 0,25-3,0
Тонкодисперсная глина - 0,025-2,5
Полигликоли - 4,0-9,0
Вода - Остальное
Общими признаками двух вариантов состава является наличие следующих компонентов:
- неионогенного поверхностно-активного вещества в виде карбоксиметилированных (карбоксилатов) оксиэтилированных изононилфенолов на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 10-12 (усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к одному молю алкилфенолов), в частности Синтерола АФМ-10, Синтерола АФМ-12 (ТУ 2481-052-05807977-99);
- анионного поверхностно-активного вещества в виде нефтяных алкиларилсульфонатов, представляющего собой сложную смесь веществ преимущественно с С₁₁ - С₁₅ алкильным радикалом, эквивалентной массой от 330 до 500. Алкильная группа, связанная с ароматическим ядром-бензолом, является гидрофобной частью, а сульфонатная группа SO₂ONa является гидрофильной. Товарной формой такого нефтяного алкилбензолсульфоната является рафинированный алкиларилсульфонат натрия РАС (ТУ 38.602-22-19-90);
- полигликолей (ТУ 2422-071-05766575-98) в качестве растворителей - смесь ди-, три- и тетра- этиленгликолей, представленных кубовым остатком производства этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена.

Первый вариант заявленного состава закачивают в скважину с целью обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Он полностью обезвоживает коллекторы и разрушает при этом глинистые агрегаты цемента, блокирует действие техногенных кольматантов в пласте. За счет гидрофобизации поверхности пор достигается значительная степень восстановления проницаемости призабойной зоны пласта.

Используемый в составе карбоксиметилат оксиэтилированного изононилфенола значительно эффективнее удерживает и выносит капельки нефти из пор по сравнению с оксиэтилированным изононилфенолом за счет повышенной реакционной способности двух атомов кислорода карбоксильной группы. Более полярная молекула карбоксиметилата оксиэтилированного изононилфенола сильнее сорбируется на породе, однако при этом продлевается время воздействия этого поверхностно-активного вещества на нефтенесущий пропласток. Кроме того, при добавлении к карбоксиметилату оксиэтилированного изононилфенола нефтяного алкилбензолсульфоната натрия достигается синергетический эффект по значительному снижению межфазного натяжения.

Применение нефтяного алкилбензолсульфоната натрия в водных растворах поверхностно-активных веществ обусловлено эффективным снижением поверхностного натяжения нефти. Соответственно алкилбензолсульфонат натрия обладает и более высокими моющими свойствами по сравнению с алкилсульфонатом и α-олефинсульфонатом.

Наличие полигликолей во втором варианте состава повышает температуру помутнения и понижает температуру кристаллизации, а наличие неионогенного поверхностно-активного вещества придает составу высокий солюбилизирующий эффект, обеспечивающий образование стабильных мицеллярных растворов в широким интервале температур пласта, в том числе в условиях повышенной температуры пласта.

Состав во всем интервале указанных соотношений компонентов имеет приемлемую для реализации в промысловых условиях вязкость (не выше 100 мПа•c при 20^oС) и температуру застывания (ниже минус 30^oС).

Второй вариант заявленного состава используют для увеличения охвата залежи воздействием, выравнивания фронта вытеснения и доотмыва остаточной нефти из пласта. Для его приготовления первый вариант состава разводят водой, вносят тонкодисперсную глину, приготовленную смесь тщательно перемешивают, после чего добавляют необходимое количество воды и вновь перемешивают. Получают второй состав с равномерно распределенными в нем компонентами, приготовленный состав сразу же закачивают в скважину.

Применение второго варианта состава позволяет увеличить интенсивность притока нефти из низкопродуктивных слоисто-неоднородных участков залежей.

Концентрация содержащегося в составе неионогенного поверхностно-активного вещества значительно превышает критическую концентрацию мицеллообразования, поэтому неионогенное поверхностно-активное вещество частично остается в растворе и образует мицеллы. При повышении температуры в пластовых условиях происходит укрупнение и увеличение массы мицелл. Мицеллы и поверхность пор пласта конкурируют за отдельные молекулы поверхностно-активного вещества, как результат, устанавливается динамическое равновесие.

Эффективность применения любого водного раствора с неионогенным поверхностно-активным веществом резко снижается в неоднородных пластах с высокой глинистостью и повышенной (40-80^oС) пластовой температурой, поэтому с целью снижения адсорбции состава на глинистом минерале цемента коллектора, увеличения его температурной стойкости, добавлена тонкодисперсная глина. Закачка второго варианта состава увеличивает фазовую проницаемость для нефти в слоисто-неоднородных низкопродуктивных пластах, существенно повышает коэффициент охвата пласта воздействием за счет повышения вязкости закачиваемого раствора в глубине пласта. При этом происходит изменение соотношения подвижности фаз и подключение низкопроницаемых прослоев. Поэтому применение второго варианта состава позволяет одновременно более эффективно вытеснять нефть из низко- и высокопроницаемых прослоев. Дисперсные частицы глины являются носителями молекул поверхностно-активных веществ, концентрация которых уменьшается по мере продвижения оторочки состава по пласту.

Водная глинистая дисперсия в составе второго варианта обладает избирательными свойствами, то есть одна часть растворенного поверхностно-активного вещества и большая часть мицелл проникают в крупные поровые каналы, где вытесняют (вымывают) часть остаточной нефти в пласте, другая часть поверхностно-активного вещества (в водном растворе) подключает прослои с низкими фильтрационными свойствами, повышая вытесняющую способность воды и охват пласта заводнением. При правильном подборе в пределах заявленного процентного содержания тонкодисперсной глины к условиям конкретного участка пласта реализуется эффект "поршневого" вытеснения нефти, то есть в пористой среде пласта образуется вал вытесняемой жидкости.

По мере продвижения состава по второму варианту в пласте концентрация поверхностно-активных веществ уменьшается за счет адсорбции на скелете породы, растворения в вытесненной нефти и стабилизации диспергированной нефти. При снижении концентрации состава второго варианта молекулы поверхностно-активного вещества, ранее адсорбированные на тонкодисперсной глине, вновь переходят в состав, поддерживая еще некоторое время необходимую концентрацию, в результате чего увеличивается время воздействия на пропласток. Для оптимального извлечения оставшейся нефти с применением растворов, снижающих поверхностное натяжение на границе нефть - вытесняющая жидкость, горная порода должна быть водно-смачиваемой. Важным фактором эффективности процесса вытеснения нефти при водной обработке горной породы является обращение смачиваемости породы (переход от смачивания нефтью к смачиванию водой). Правильным выбором смачивателей - поверхностно-активных веществ можно селективно изменить краевой угол смачивания (смачиваемостъ) поверхности горной породы и создать таким образом более благоприятные условия для вытеснения остаточной нефти.

Дисперсные частицы глины являются носителями молекул поверхностно-активных веществ и обладают избирательными свойствами. При проникновении в высокопроницаемый пропласток состав второго варианта вымывает остаточную нефть в призабойной зоне пласта, при этом частицы глины частично блокируют продвижение в крупных поровых каналах, вследствие чего линейная скорость фильтрации оторочки состава по второму варианту ниже, чем у воды. В низкопроницаемом пропластке с низкими фильтрационными свойствами вследствие избыточного давления происходит вытеснение остаточной нефти, соответственно линейная скорость фильтрации оторочки состава по второму варианту выше линейной скорости фильтрации воды.

Ниже приведены примеры реализации изобретения.

Пример 1. С целью определения эффективности первого варианта состава по восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта проводилось тестирование на двухслойных моделях пласта с использованием цилиндрических образцов керна (диаметром 28-30 мм) из конкретных продуктивных пластов и залежей. Длина модели пласта равнялась 26-30 см. Каждый образец модели составлялся из двух половинок образцов различной проницаемости. Образцы керна закладывались в кернодержатель так, чтобы следующий образец был низкопроницаемым. В качестве модели нефти использовалась смесь керосина с дегазированной нефтью изучаемого пласта. Вязкость смеси равнялась вязкости пластовой нефти при пластовой температуре. В качестве модели пластовой воды использовалась пластовая вода изучаемого пласта или дистиллированная вода, минерализация которой по хлористому натрию была близка к минерализации пластовой воды. Состав перед закачкой разбавлялся пластовой водой в объемном соотношении 1 : 12. Температура, создаваемая в модели пласта, равнялась пластовой. Давление всестороннего сжатия на образцы керна устанавливалось равным горному, а поровое давление - пластовому. Закачка первого варианта состава в модель пласта проводилась после полного обводнения модели пласта. Тестирование проводилось на моделях пласта с различной начальной нефтенасыщенностью при различном содержании состава в одинаковом объеме оторочки.

Результаты тестирования приведены в табл.1 и свидетельствуют о следующем. Соотношение проницаемостей пропластков до обработки изменялось в пределах 3,8 - 8,1. После обработки первым вариантом состава соотношение проницаемостей уменьшается до значений 2,5 - 4,6. Средний прирост коэффициента вытеснения по модели пласта в целом составил 26,4%, что на 14,0% выше аналогичной средней величины, определяемой при использовании известного состава .

При выходе за заявленные пределы соотношения компонентов состава результаты резко ухудшаются.

Пример 2. С целью определения вытесняющих свойств остаточной нефти вторым вариантом состава проводилось тестирование при условиях примера 1.

Результаты тестирования приведены в таблицах 2 и 3. Они свидетельствуют о следующем. Во-первых, межфазное натяжение между вторым вариантом состава и моделью дегазированной нефти в интервале температур 20-85^oС снижается до значений 0,4-2,7•10^-3 Н/м, при этом эмульсия стабильна в этом интервале температур. А такие низкие поверхностные натяжения приводят к уменьшению работы деформации, необходимой для выхода капелек нефти из узкой горловины пор. Во-вторых, средняя величина эффекта вытеснения и доотмыва остаточной нефти из пласта для высокопроницаемой модели пласта составила 12,2%, для низкопроницаемой модели пласта - 16,3%, для прототипа аналогичные показатели 6,3% и 8,1% соответственно.

Применение состава по второму варианту по сравнению с прототипом обеспечивает более полный охват пласта воздействием; повышение стабильности эмульсий, образуемых в результате смешивания с водой при заводнении; снижение межфазного натяжения с нефтью и, как следствие, более эффективный доотмыв остаточной нефти в пласте; выравнивание профиля приемистости призабойной зоны. Применение этого состава показало высокую эффективность на залежах месторождений с непредельным нефтенасыщением, однако второй вариант состава может быть использован и на обычных залежах с предельным нефтенасыщением.

При выходе за заявленные пределы соотношения компонентов состава результаты резко ухудшаются.

Таким образом, изобретение обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- увеличивает эффективность обработки призабойной зоны скважины;
- позволяет производить более эффективный доотмыв остаточной нефти в пласте;
- обеспечивает использование составов при повышенной температуре пласта;
- позволяет утилизировать отходы производства (полигликоли);
- проведение работ на скважинах с применением составов согласно изобретению производят хорошо отработанными технологиями, не требующими внесения в них изменений, используется стандартное промысловое оборудование.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для обработки призабойной зоны пласта, для увеличения охвата залежи воздействием, выравнивания фронта вытеснения и доотмыва остаточной нефти из пласта. Состав для обработки нефтяного пласта содержит, мас.%: карбоксиметилированные оксиэтилированные изононилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования (10 - 12) - (7,0 - 25,0), нефтяные алкиларилсульфонаты - 5,0-30,0, полигликоли - остальное. По второму варианту состав для обработки нефтяного пласта содержит, мас.%: карбоксиметилированные оксиэтилированные изононилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования (10 - 12) - (0,35 - 2,5), нефтяные алкиларилсульфонаты 0,25 - 3,0, тонкодисперсную глину 0,025 - 2,5, полигликоли 4,0 - 9,0, воду - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности обработки нефтяного пласта с целью восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, увеличения охвата залежи воздействием, выравнивания фронта вытеснения и доотмыва остаточной нефти, в том числе в условиях повышенной температуры пласта (40-80^oС), снижение трудозатрат и расхода растворителя при использовании состава для обработки нефтяного пласта. 2 c.п. ф-лы, 3 табл.

1. Состав для обработки нефтяного пласта, содержащий оксиэтилированные изононилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 10-12, нефтяные алкиларилсульфонаты и растворитель, отличающийся тем, что он содержит указанные оксиэтилированные изононилфенолы карбоксиметилированные, а качестве растворителя - полигликоли при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанные оксиэтилированные изононилфенолы карбоксиметилированные - 7,0-25,0
Нефтяные алкиларилсульфонаты - 5,0-30,0
Полигликоли - Остальное
2. Состав для обработки нефтяного пласта, содержащий оксиэтилированные изононилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 10-12, нефтяные алкиларилсульфонаты и растворитель, отличающийся тем, что он содержит указанные оксиэтилированные изононилфенолы карбоксиметилированные, в качестве растворителя - полигликоли и дополнительно - тонкодисперсную глину и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанные оксиэтилированные изононилфенолы карбоксиметилированные - 0,35-2,5
Нефтяные алкиларилсульфонаты - 0,25-3,0
Тонкодисперсная глина - 0,025-2,5
Полигликоли - 4,0-9,0
Вода - Остальноеб