СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2005 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами нефти или газа, а также в качестве жидкости гидроразрыва и перфорации скважин.

Известен способ разработки нефтяной залежи, отличающийся тем, что после обводненности добываемой продукции более 50% в залежь закачивают закупоривающий материал, в качестве которого используют нефтяную эмульсию (RU №2096600, кл. Е 21 В 43/22, 1997). Недостатком способа является недостаточно глубокое проникновение эмульсии в пласт.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой залежи (RU №2092686, кл. Е 21 В 43/27, 43/14), включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты. Перед закачкой раствора кислоты закачивают отход производства изопрена, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии. Недостатком способа является сложность технологии и низкая эффективность, обусловленная малой глубиной проникновения нефтяной эмульсии в пласт.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты (RU №2084622, кл. Е 21 В 43/27, 1996). Основным недостатком способа является его низкая эффективность при использовании на высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах, обусловленная малой глубиной проникновения нефтяной эмульсии в пласт и невозможности регулирования ее стабильности при температуре 60-100°С.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа обработки призабойной зоны пласта за счет увеличения проникающей способности обратной эмульсии с целью более глубокой доставки в пласт и регулирование стабильности в диапазоне температур 60-100°С.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, в качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, % об.:

Углеводородная жидкость 26-40

Маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор

Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5

Водный раствор ингибированной 10% соляной

кислоты или глинокислоты или водный раствор

1-10% хлористого кальция или хлористого натрия остальное

В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть.

Обратная эмульсия сохраняет стабильность в течение 6-35 часов при температуре от 60 до 100°С при фильтрации через модель пласта с проницаемостью более или равной 0,2 мкм² .

Время закачки обратной эмульсии при фильтрации в пласт не должно превышать времени сохранения стабильности эмульсии.

Задача решается путем последовательной закачки в пласт обратной эмульсии с регулируемой стабильностью при температуре 60-100°С и водного раствора кислоты. В заявляемом способе обратная эмульсия служит избирательным и временным изоляционным материалом, который закупоривает высокопроницаемые пропластки нефтяного пласта. Закачиваемый после этого водный раствор кислоты поступает в низкопроницамый интервал пласта, реагирует с породой пласта и кольматирующими соединениями и увеличивает проницаемость. В заявляемом способе обратная эмульсия может содержать водный раствор ингибированной соляной или глинокислоты. При этом не происходит прямого контакта кислоты с породой пласта, кислота, находящаяся внутри гидрофобной эмульсии, может быть закачана вглубь пласта без потери ее активности. По истечении определенного времени, которое регулируется концентрацией эмульгатора, температурой и составом внутренней фазы, эмульсия разрушается на две фазы (водную и углеводородную), производит полезную работу по увеличению проницаемости породы, после чего нефть в скважину может свободно поступать как из низко-, так и из высокопроницаемых интервалов пласта. Вследствие этих процессов общая проницаемость обрабатываемого интервала увеличивается и выравнивается.

В отличие от известного способа в заявляемом гидрофобная эмульсия стабилизирована эффективными азотсодержащими эмульгаторами (Сонкором-9601 или Сонкором-9701). Сонкор-9601 или Сонкор-9701 - продукты реакции аминов и жирных кислот таллового масла с растворителями и добавками. В качестве добавок в их состав входят неионогенные ПАВ ( АФ₉-6 или АФ₉-12). Введение в Сонкор-9601 или Сонкор-9701 н-ПАВ приводит к образованию синергетической смеси продуктов реакции аминов и жирных кислот таллового масла с н-ПАВ, которая обладает большей полярностью и межфазной активностью. Таким образом, Сонкор-9601 или Сонкор-9701 являются комбинацией ПАВ, что придает им более широкий спектр регулируемых свойств, в частности более низкое межфазное натяжение углеводородных растворов азотсодержащих эмульгаторов Сонкор-9601 или Сонкор-9701. Более низкое межфазное натяжение углеводородных растворов азотсодержащих эмульгаторов Сонкор-9601 или Сонкор-9701, чем у известного состава способствует уменьшению размера глобул дисперсной фазы эмульсии. Последний фактор способствует более глубокой равномерной доставке состава как в низко- так и в высокопроницаемые трещины пласта. Использование эффективных эмульгаторов позволило создать обратные эмульсии с заранее регулируемой (прогнозируемой) стабильностью в широком диапазоне температур. Кроме того, наличие катионов металлов (Са⁺⁺, Na⁺) способствует протеканию обменной реакции образования металлических мыл высших карбоновых кислот, которые присутствуют в составе эмульгаторов, а это приводит к снижению межфазного натяжения и более эффективному эмульгированию и регулированию стабильности эмульсии.

Для реализации способа используют следующие реагенты и товарные продукты их содержащие.

В качестве маслорастворимых азотсодержащих эмульгаторов использовали Сонкор-9601 (ТУ-2415-009-00151816-98) или Сонкор-9701 (ТУ 2415-006-00151816-2000), представляющие собой смесь продуктов реакции аминов с жирными кислотами таллового масла с растворителем и добавками, Эмультал (ТУ 6-14-1035-79) - смесь сложных моноэфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, Нефтенол-НЗ марки 40 (2483-007-1719778-97) - углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина. Сонкор-9601 и Сонкор-9701 выпускаются АО “Опытный завод Нефтехим” г. Уфа, Эмультал и Нефтенол-НЗ марки 40 производятся АО “Химеко Ганг”.

В качестве водной фазы использовали ингибированную соляную кислоту (ТУ 48 1482), или глинокислоту (ТУ 601147888), или растворы хлористого кальция либо хлористого натрия.

В качестве углеводородной жидкости использовали дизельное топливо, жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, например ШФЛУ (широкая фракция низкокипящих легких углеводородов), нестабильный газовый бензин или легкую сырую нефть.

Для сравнительной оценки эффективности разрабатываемого и известного способа испытывают составы согласно изобретению и прототипу.

Обратную эмульсию в заявляемом способе готовят следующим способом. В расчетное по рецептуре количество углеводородной жидкости растворяют необходимое количество эмульгатора (Сонкор-9601 или Сонкор-9701 и др.) при интенсивном перемешивании, порционно в 3-4 приема вводят расчетное количество водного раствора кислоты или водного раствора СаСl₂ или NaCl. Время перемешивания эмульсионной композиции составляет 5 мин при скорости перемешивания 5000 об/мин.

Составы в способе по прототипу готовят смешением товарной нефти, эмульгатора и пластовой воды в количествах, описанных в прототипе.

Оценку эффективности способа проверяют в лабораторных условиях по определению стабильности обратной эмульсии в интервале температур 60-100°С, вязкости, по измерению межфазного натяжения углеводородных растворов эмульгатора и определении проницаемости керна, при которой эмульсия не разрушается.

Стабильность эмульсии оценивалась при определенной температуре во времени до выделения водной фазы в нижнем слое. Стабильная эмульсия имеет 100% агрегативную устойчивость при Vн₂о=0. Агрегативная устойчивость рассчитывается по формуле:

V_эм - объем эмульсии;

Vн₂о - объем выделившейся воды.

Вязкость определялась на ротационном вискозиметре Брукфильда при скорости сдвига 73,2 сек^-1.

Межфазное натяжение углеводородных растворов эмульгаторов измеряют на сталагмометре, оборудованным медицинским шприцом с микрометрическим винтом, разработанным в УфНИИ.

Межфазное натяжение определяют по формуле:

К - постоянная прибора;

n - число делений микрометра;

d₁ - плотность воды;

d₂ - плотность исследуемой жидкости.

Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик при использовании заявляемого и известного способа проводили на линейных моделях длиной 10 см и диаметром 3,5 см, заполненных кварцевым песком. Керны насыщались дизельным топливом, которое замещалось моделью нефти. Определялась проницаемость керна по дизельному топливу и нефти. Затем через керн прокачивался состав в объеме 2v пор при скорости фильтрации 6,8 м/сут и замерялась подвижность с визуальной оценкой стабильности эмульсии на выходе из керна. Расчет подвижности проводят по формуле:

λ - подвижность воды (λ=k/μ), мкм²/сПз;

k - проницаемость, мкм;

μ - вязкость, сПз;

L - длина керна, см;

Q - заданный расход, см³/сек;

S - площадь керна, см²;

ΔР - перепад давления, атм.

Результаты испытаний состава в заявляемом и известном способе, взятого за прототип, представлены в табл.1-3.

Из представленных в табл.1 данных следует, что в заявляемом способе обратная эмульсия обладает регулируемой стабильностью в интервале температур 60-100°С в течение 6-35 час, тогда как состав в способе по прототипу имеет стабильность всего 1-3. При содержании в составе эмульсии эмульгатора Сонкора-9601 или Сонкора-9701 в количестве менее 0,4% нецелесообразно, так как эмульсия имеет недостаточную стабильность. Содержание в составе эмульгатора более 5% приводит к резкому увеличению стабильности и невозможности использовать как временно изолирующий материал.

Как видно из данных, приведенных в табл.2, межфазное натяжение углеводородных растворов Сонкор-9601 и Сонкор-9701 несравнимо меньше межфазного натяжения углеводородных растворов эмульгатора по прототипу.

Заявляемая обратная эмульсия фильтруется без разрушения через керн с проницаемостью более 0,2 мкм², а эмульсия по прототипу - через керн с проницаемостью более 18 мкм².

Таким образом, эффективность заявляемого способа определяется следующими преимуществами по сравнению с известным способом:

- обратная эмульсия в заявляемом способе имеет регулируемую стабильность в диапазоне температур 60-100°С;

- стабилизированная эффективными маслорастворимыми азотсодержащими эмульгаторами (Сонкор-9601 и Сонкор-9701 и др.), имеющими низкое межфазное натяжение углеводородных растворов, обратная эмульсия в заявляемом способе имеет значительно меньший размер глобул дисперсной фазы, а это обеспечивает более глубокое проникновение в пласт.

На практике разработанный способ реализуют следующим способом.

На скважине, запланированной для проведения интенсифицирующих работ, с учетом геолого-физических характеристик пласта и текущих показателей разработки определяют степень неоднородности пласта и ее характер в интервале перфорации скважины. Далее рассчитывают объем обратной эмульсии для эффективной временной изоляции интервала, по которому происходит прорыв воды. Затем готовят расчетный объем обратной эмульсии, содержащий водный раствор или ингибированной кислоты или водный раствор солей. Эмульгирование кислотного или водного раствора в углеводородном растворе эмульгатора осуществляют в специальном смесителе или установке УОЭ-1. Далее закачивают расчетное количество кислотного раствора. Закачку жидкости прекращают на время, соответствующее стабильности обратной эмульсии (табл.1). После выдержки эмульсия разрушается, после чего нефть в скважину может свободно поступать как из низко-, так и из высокопроницаемых интервалов пласта. После чего приступают к освоению скважины.

По результатам промысловых исследований использование предлагаемого способа позволяет примерно в 3 раза увеличить по сравнению с известным способом охват пласта по толщине и позволит увеличить добычу нефти при снижении обводненности добываемой продукции.

Таблица 1 Состав эмульсии, % мас.Стабильность Вязкость №ЭмульгаторУглеводородная жидкостьВодная фазапри температуре °С в течение часпри скорости сдвига маркакол-вомаркакол-восоставкол -во608010073,2 сек-11прототип321402Сонкор-96010,2диз. топливо2610%НСl инг.ост.4321203Сонкор-96010,4диз. топливо2610%НСl инг.ост.10641604Сонкор-96011диз. топливо2610%НСl инг.ост.12862005Сонкор-96012диз. топливо2810%НСl инг.ост.201282436Сонкор-96015диз. топливо2610% глинокисл.ост.3217149007Сонкор-960110диз. топливо2610%НСl инг.ост.cтаб.cтаб.4011008Сонкор-96012легкая нефть2810% глинокисл.ост.211392609Сонкор-96012ШФЛУ2810% глинокисл.ост.2012824010Сонкор-96011диз. топливо292%CaCl₂ост.248618011Сонкор-96012диз. топливо282%CaCl₂ост.3015826512Сонкор-96012диз. топливо405%NaClост.2612619013Сонкор-96012легкая нефть405%NaClост.27147230

 Состав эмульсии, % маc.Стабильность Вязкость№ЭмульгаторУглеводородная жидкостьВодная фазапри температуре °С в течение часпри скорости маркакол-вомаркакол- восоставкол-во6080100сдвига 73,2 сек-114Сонкор-97011диз. топливо4010%HCl инг.ост.128621015Сонкор-2диз.2810%ост.16129455 9701 топливо глинокисл.     16Сонкор-2легкая261%CaCl₂ост.352010280 9701 нефть       17Сонкор-2легкая402%NaClост.30188270 9701 нефть       18Эмультал2диз.3810%HClост.20157190   топливо            инг.     19Нефтенол-НЗ2диз. топливо2810%СаСl₂ост.32186670

Таблица 2№№ п/пМарка эмульгатораКонцентрация эмульгатора,
%Межфазное натяжение на границе с раствором 2%CaCl₂, мн/мМежфазное натяжение на границе с 10% НСl, мн/м1Эмульгатор по прототипу117142Эмульгатор по прототипу215123Эмульгатор по прототипу512104Сонкор-96010,021655Сонкор-96010,04826Сонкор-96010,12217Сонкор-97010,021448Сонкор-97010,0471,59Сонкор-97010,1210,5

Таблица 3№№ п/п№ состава из табл.1Проницаемость керна, мкм²Состояние эмульсии на выходе из керна123стаб. эмульсия231стаб. эмульсия341стаб. эмульсия450,5стаб. эмульсия560,2стаб. эмульсия670,2стаб. эмульсия780,2стаб. эмульсия890,5стаб. эмульсия9103,0стаб. эмульсия10113,0стаб. эмульсия11123,0стаб. эмульсия12133,0стаб. эмульсия13143,0стаб. эмульсия14150,5стаб. эмульсия15163стаб. эмульсия16173стаб. эмульсия1750,05Эмульсия расслаивается на 2 фазы18184стаб. эмульсия19194стаб. эмульсия20прототип18стаб. эмульсия21прототип14Эмульсия расслаивается на 2 фазы22прототип10Эмульсия расслаивается на 2 фазы

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами нефти или газа, а также в качестве жидкости гидроразрыва и перфорации скважин. Техническим результатом является повышение эффективности способа обработки призабойной зоны пласта за счет увеличения проникающей способности обратной эмульсии с целью более глубокой доставки в пласт и регулирования стабильности в диапазоне температур 60-100°С. В способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, в качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, % об.: углеводородная жидкость 26-40, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5, водный раствор ингибированной 10% соляной кислоты или глинокислоты или водный раствор 1-10% хлористого кальция или хлористого натрия - остальное. В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть. Обратная эмульсия сохраняет стабильность в течение 6-35 часов при температуре от 60 до 100°С при фильтрации через модель пласта с проницаемостью более или равной 0,2 мкм² . Время закачки обратной эмульсии при фильтрации в пласт не должно превышать времени сохранения стабильности эмульсии. 3 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, отличающийся тем, что в качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, об. %:

Углеводородная жидкость 26-40

Маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор

Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5

Водный раствор ингибированной 10%-ой соляной

кислоты или глинокислоты или водный раствор

1-10%-го хлористого кальция или хлористого натрия Остальное