СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2005 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для увеличения добычи нефти за счет воздействия на призабойную зону скважины.

Разработка месторождений с использованием искусственного или естественного активного водонапорного режима на поздней стадии выработки сопровождается добычей большого объема попутной пластовой воды, перекачка, промысловая подготовка и утилизация этой воды требует значительных материальных затрат и повышает экологическую нагрузку в регионе нефтегазодобычи. Одним из путей решения этой проблемы является качественное проведение водоизоляционных работ на скважинах.

Известно применение в качестве гидрофобизирующего агента водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 2 мас.% /патент РФ №2105142, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубл. 20.02.98/.

Его использование позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2.5 раз с незначительным снижением обводненности добываемой продукции (на 5-10%).

Недостатками использования указанного агента являются относительно невысокая эффективность по увеличению дебита добывающих скважин и незначительное снижение обводненности добываемой продукции.

Известно использование в качестве гидрофобного водоотталкивающего порошка для интенсификации добычи нефти гидрофобного дисперсного материала на основе диоксида кремния или оксида металла, поверхность которых активирована карбонатами щелочных металлов, химически модифицированных элементоорганическим соединением общей формулы Cl_4-nSiR_n, где n=1-3, R=Н, метил-, этил-, Cl-метил-, фенил-, с последующей дополнительной обработкой соединением, выбранным из группы, состоящей из тетраметоксисилана, тетраэтоксисилана, олигомера полиметил(этил)силоксана,

полиметилсилазана в количестве 0,5-1,0 мас.%./патент РФ №2089499, МПК 6 С 01 В 33/18, С 09 С 1/281, 3/12, опубл. 10.09.97/.

Для обработки призабойной зоны нефтяной скважины применяют суспензию гидрофобного порошка в органическом растворителе в расчете на погонный метр эффективной зоны мощности пласта.

Наиболее эффективно применение известных гидрофобных порошков для обработки добывающих скважин в углеводородных растворителях с концентрацией не менее 0.5-2%, понижение концентрации может привести к обводнению забоя добывающих скважин.

В период длительной эксплуатации неизбежно снижение концентрации (0,5-2%) гидрофобного порошка на поверхности коллектора за счет его десорбции и выноса из призабойной зоны пласта (ПЗП). Это отрицательно отражается на длительности действия гидрофобного агента, и, кроме того, при понижении его концентрации происходит инверсия смачивания, то есть поверхность раздела фаз становится гидрофильной, и возникает опасность прорыва пластовой воды к забою нефтяной скважины, что приведет к неблагоприятным последствиям (увеличение попутно добываемой воды). Кроме того, это сокращает срок межремонтных мероприятий для эксплуатационных скважин.

Недостатками известных гидрофобных агентов является также и то, что закачивание их при максимально возможных концентрациях часто ведет к тампонажу порового пространства призабойной зоны пласта вследствие сопоставимости размеров пор с размерами частиц суспензии гидрофобного порошка, что ограничивает их применение в низкопроницаемых коллекторах. Модифицированные оксиды являются очень дорогостоящими компонентами, и использовать их при обработке скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии выработки, нерентабельно.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка состава дешевых гидрофобных реагентов с повышенными адгезионными свойствами, которые интенсифицируют нефтеизвлечение за счет увеличения глубины проникновения (эффективного радиуса обработки ПЗП) гидрофобизаторов в пласт при использовании истинного раствора в композиции с суспензиями гидрофобных порошков; предотвращают эффект инверсии смачивания при падении концентраций гидрофобного агента и, следовательно, снижение попутно добываемой воды, увеличение срока межремонтных мероприятий для эксплуатационных скважин; повышение экологичности разработки нефтяных пластов; удешевление процесса добычи нефти.

Поставленная задача решается разработкой и использованием состава для обработки призабойной зоны пласта, включающего гидрофобный порошок в органическом растворителе. Причем состав дополнительно содержит сополимер этилена с винилацетатом при следующем соотношении компонентов, мас.%: сополимер этилена с винил ацетатом 0,05-10,0; гидрофобный порошок 0,05-2,5; органический растворитель остальное.

Предлагаемый в качестве гидрофобного агента сополимер этилена и винилацетата (СЭВА) может быть любых марок. Использование его для добычи нефти неизвестно. СЭВА представляет собой высокомолекулярное соединение, относящееся к полиолефинам. Он обладает повышенной адгезией к различным материалам и широко применяется в полиграфической, мебельной, обувной и других отраслях промышленности.

В табл. 1 представлена - оценка гидрофобизирующего действия составов в зависимости от их концентрации в органическом растворителе, в табл. 2 - изменение фазовой проницаемости по воде и по нефти при обработке 0,1% заявляемого гидрофобного агента в органическом растворителе.

Методика оценки гидрофобизирующего действия по поднятию воды в капилляре.

Готовым раствором гидрофобного агента в углеводородном растворителе пропитывают активированный и неактивированный кварцевый песок диаметром 0,14-0,25 мкм, активированный песок - гидрофильный (обработанный НСl) и неактивированный песок (не обработанный НСl, частично гидрофобный). Сушат в сушильном шкафу в течение двадцати четырех часов или до высыхания. Песок, пропитанный и высушенный, набивают через воронку в трубки высотой 16 см. Уплотняют лабораторным встряхивателем 250 циклов в минуту при амплитуде 4 в течение 15-20 минут. Набитые трубки с активированным и неактивированным песком, обработанным исследуемыми растворами, ставят в коническую колбу с дистиллированной водой (всегда на одном уровне). Засекают время. Выдерживают в течение пяти часов, замеряя высоту подъема воды в капилляре через каждые 10 минут. Полученные результаты обрабатывают и строят графики динамики смачивания и диаграммы эффекта.

Пример 1. По приведенной методике 1 граммом готового раствора СЭВА 0,1% + гидрофобный порошок ("Полисил", производимый ОАО "РИТЭК" по патенту РФ № 2089499) 0,1% в дизельной фракции (дизельное топливо ДТ) пропитывают кварцевый песок (активированный и неактивированный) диаметром 0,14-0,25 мкм и массой 8 граммов. Сушат в течение двадцати четырех часов или в сушильном шкафу до высыхания. Песок, пропитанный и высушенный, набивают в трубки высотой 16 см с башмачком через воронку. Уплотняют лабораторным встряхивателем 250 циклов в минуту при амплитуде 4 в течение 15-20 минут. Набитые трубки с активированным и неактивированным песком, обработанным раствором СЭВА (0,1%)+ гидрофобный порошок (0,1%) в ДТ, ставят в коническую колбу с дистиллированной водой (всегда на одном уровне). Засекают время. Выдерживают в течение пяти часов, замеряя результаты через каждые 10 минут. Полученные результаты обрабатывают и строят графики динамики смачивания и диаграммы эффекта.

Пример 2. Аналогично примеру 1, но в качестве гидрофобного порошка используется “Кварц” производство ООО “Кварц” (по ТУ 245810-001-50618596-2000) с концентрацией 0,1 мас.%.

Аналогично были проведены другие эксперименты, результаты которых приведены в табл. 1.

Однако при переходе к промышленным испытаниям необходимо дополнительно учитывать сложные геолого-физические условия: неоднородность участков с различной степенью нефтенасыщенности и обводненности, степень десорбции гидрофобизатора с породы, учета факта снижения концентрации гидрофобного порошка и возможном гидрофилизирующем его поведении, которое может привести к отрицательному результату. Поэтому был проведен ряд экспериментов по определению изменения фазовой проницаемости по воде и нефти до и после обработки составом на моделях пласта с различными фильтрационными характеристиками, различной водо- и нефтенасыщенностью, оценивали также степень десорбции гидрофобизатора с поверхности породы в ходе фильтрации нефти и воды. После чего был произведен расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки гидрофобным агентом, рассчитана степень (кратность) ее увеличения для нефти и уменьшения для воды.

Пример 3. В моделях пласта в качестве пористой среды использовали среднезернистый кварцевый песок (0,140-0,315 мм). В качестве "сухого" песка выступал прокаленный кварцевый песок; "начально водонасыщенного" - "сухой" песок, через который был профильтрован один поровый объем воды; "начально нефтенасыщенного" - "начально водонасыщенный" песок, через который был профильтрован один поровый объем нефти; "остаточно нефтенасыщенного" - "начально нефтенасыщенный" песок, через который был профильтрован объем воды, необходимый для достижения полной обводненности выходящей из модели пласта жидкости.

Для определения фазовой проницаемости модели пласта замеряют время прохождения каждых 20 мл (1 поровый объем) воды или нефти через пласт. Эксперимент проводят при остаточном давлении 0,01 атм (8 мм рт. ст.). Вакуумирование прекращают после выравнивания границы раздела фаз жидкость-воздух с границей раздела фаз жидкость-порода.

Аналогичный эксперимент был проведен на моделях пласта после обработки заявляемым реагентом

Расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки составом производится по закону Дарси.

Из полученных данных видно (таблица №2), что в общем случае для всех моделей пласта наблюдается снижение фазовой проницаемости по воде (до 4 раз) и существенное повышение фазовой проницаемости по нефти (до 4 раз).

Необходимо также отметить, что прокачка 30 поровых объемов воды, в лабораторных условиях, соответствующая полному отмыву нефгенасыщенной модели пласта водой, не приводит к десорбции гидрофобного агента с поверхности породы, об этом можно судить по постоянной скорости фильтрации воды через модель пласта.

Результаты экспериментов, приведенные в таблицах, свидетельствуют, что предлагаемый состав эффективно увеличивает проницаемость интервалов с начальной нефтенасыщенностью и при этом практически не снижает продуктивности высокопроницаемых интервалов с остаточной нефтенасыщенностью, причем продуктивность высокопроницаемых интервалов восстанавливается до первоначальной. Последнее важно для доизвлечения остаточной нефти, которая отмывается и транспортируется потоком воды, причем тем эффективнее, чем больше скорость фильтрации в призабойной зоне скважины.

Применение заявляемого состава позволяет увеличить проницаемость по нефти в 3,750 раз и понизить фазовую проницаемость по воде в 4 раза (см. табл. 2).

Известный гидрофобный порошок в углеводороде в таких же условиях приводит к снижению проницаемости высокопроницаемых интервалов, что затрудняет их эффективную разработку и может привести к снижению конечной нефтеотдачи.

Предлагаемый гидрофобный состав позволяет увеличить проницаемость по нефти до 4 раз и понизить фазовую проницаемость по воде до 4 раз (см. табл.2). Вероятно, неизбежная десорбция гидрофобного порошка и, соответственно, последующее уменьшение гидрофобного эффекта компенсируется присутствием СЭВА, а возможное взаимовлияние этих компонентов позволяет достичь более высокого гидрофобного эффекта, чем при использовании их индивидуально в тех же концентрациях. То есть использование известных гидрофобных порошков совместно с СЭВА позволяет продлить гидрофобное действие порошка и получить максимальный эффект.

Кроме того, присутствие СЭВА, обладающего высокими адгезионными, кислото- и водоотталкивающими свойствами, позволяет снизить коррозию нефтепромыслового оборудования. Используемый в составе гидрофобный агент дешевле известных кремнеорганических гидрофобных порошков в 20 раз, что позволяет снизить стоимость составов на основе гидрофобных порошков, в том числе и за счет уменьшения их концентрации в растворах.

Таблица 1.
Оценка действия гидрофобного агента в зависимости от концентрации его в органическом растворителе.№ примераМодели капилляров, заполненных песком, обработанным следующими составами:Высота поднятия воды в капилляре в зависимости от концентрации агента, на активированном кварцевом песке, смВысота поднятия воды в капилляре в зависимости от концентрации, на неактивированном кварцевом песке, см2%1%0,5%0,1%0,05%2%1%0,5%0,1%0,05%1СЭВА в орг. раств.00,50,51,01,501,01,21,51,72"Полисил"вДТ*00,856,58,000,5246,03в бензине01,06,07,09.01,752,5310,2514,04"Кварц"вДТ*00,65,88,81100,72,56,09,05в бензине00,96,09,31302,83,911,9156СЭВА+"Полисил" (99:1)вДТ*00001,90000,81,87в бензине00002,1о000,72,38СЭВА+"Полисил" (50:50)вДТ*00002,00000,51,09в бензине00002,20000,32,610СЭВА+"Полисил" (1:99)вДТ*00001,60000,42,311в бензине00001,70000,71,912СЭВА+"Кварц" (99:1)вДТ*00001,90000,62,413в бензинео0002,20000,42,514СЭВА+"Кварц" (50:50)вДТ*о0002,00000,22,115в бензинео0002,30000,82,616СЭВА+"Кварц" (1:99)вДТ*о0001,80000,62,817в бензинео0002,10000,93,118Контрольный опыт (необработанный песок)16919Бензин4920дт2,54*- дизельное топливо

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для увеличения добычи нефти за счет воздействия на призабойную зону скважины. Техническим результатом изобретения является интенсификация нефтеизвлечения за счет увеличения эффективного радиуса обработки призабойной зоны пласта, предотвращение эффекта инверсии смачивания при падении концентраций гидрофобного агента и, следовательно, снижение объема попутно добываемой воды, увеличение срока межремонтных мероприятий для эксплуатационных скважин, повышение экологичности разработки нефтяных пластов, удешевление процесса добычи нефти. Состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий гидрофобный порошок в органическом растворителе, дополнительно содержит сополимер этилена и винилацетата при следующем соотношении компонентов, мас. %: гидрофобный порошок 0,05-2,5, сополимер этилена с винилацетатом 0,05-10, органический растворитель остальное. 2 табл.

Состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий гидрофобный порошок в органическом растворителе, отличающийся тем, что дополнительно содержит сополимер этилена и винилацетата при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гидрофобный порошок0,05-2,5Сополимер этилена с винилацетатом0,05-10Органический растворительОстальное