РЕАГЕНТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2008 года по МПК C09K8/72 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам и способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Известен кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов, включающий хлорсодержащий реагент хлорид аммония или ингибированную соляную кислоту (1,0-5,0), фторсодержащий реагент - плавиковую кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония (1,0-5,0) и дополнительно - полигликоли (10,0-40,0) и алкил-бензолсульфокислоту (10-30) (см. Патент РФ №2243369, 7 Е21В 43/27).

Известен кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, включающий ингибированную соляную кислоту (8,0-15,0), в качестве фторсодержащего реагента - плавиковую кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония (1,5-10,0), борную кислоту (1,0-3,0) и дополнительно изопропиловый спирт (5,0-10,0) и "Алкилфосфат-Химеко", или "Эфирокс-7", или "Фосфол-10" (0,5-2,0) (см. Патент РФ №2244816, Е21В 43/27).

Недостатками известных составов является низкая эффективность, связанная с высокой скоростью реакции композиций с карбонатными составляющими терригенной породы и малой глубиной проникновения активного кислотного и фторсодержащего реагента обусловленная образованием нерастворимого осадка - фтористого кальция (CaF₂), а также потеря энергетики реагента непосредственно вблизи от ствола скважины. В результате снижается эффективность обработок.

Существенными недостатками известных составов являются дефицитность и дороговизна используемых химических веществ.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий смесь ингибированной соляной 3-23 и фтористоводородной кислот 0,5-5, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ 0,1-1, растворитель АСПО 0,3-3, оксиэтилендифосфоновую кислоту и/или уксусную кислоту 0,05-6, взаимный растворитель 10-30 и воду (см. Патент РФ №2249101, 7 Е21В 43/27).

Недостатком известного состава является невысокая эффективность обработки призабойной зоны вследствие недостаточной проникающей способности его в глубь пласта, высокой скорости реакции кислотной композиции с породой, невозможности предотвращения последующего осаждения нерастворимых соединений в пласте, а также коррозионная активность по отношению к металлическому нефтепромысловому оборудованию.

Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными и глинокислотными растворами, содержащие различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов (В.Н.Глушко, О.В.Поздеев «Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин». - М.: ВНИИУ и ЭНП, 1998, стр.28-40).

Недостатками описанных способов является невысокая эффективность в результате отсутствия технологических приемов, усиливающих действие кислотных композиций.

Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающим последовательную закачку буферной жидкости и кислотного состава, продавку его в пласт при помощи буферной жидкости, выдержки на реакцию и последующее удаление продуктов реакции (см. Патент РФ №2242604, 7 Е21В 43/27).

Способ недостаточно эффективен ввиду того, что применяемый реагент узкофункциональной назначенности. Он не может обеспечить полное удаление из призабойной зоны всех видов загрязнения и не позволяет, таким образом, провести максимально глубокую и полную обработку призабойной зоны пласта. Также недостатком известного способа является низкая эффективность обработок нефтяного пласта в условиях трудноизвлекаемых запасов (сложные коллекторы, тяжелые нефти). В процессе закачки в призабойной зоне пласта происходит отложение высокомолекулярных компонентов нефти, замедляющих реакцию закачиваемого реагента с породами пласта.

Изобретение направлено на создание реагента для кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта и интенсификации добычи, обладающего свойствами изменять фильтрационно-емкостные характеристики нефтяного пласта, и способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта при разработке нефтяных месторождений на участках с трудноизвлекаемыми запасами нефти с применением реагента.

Поставленная задача решается так, что реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий ингибированный кислотный компонент, поверхностно-активное вещество, растворитель и воду, в качестве кислотного компонента содержит ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий и дополнительно фторид калия при следующем содержании компонентов, мас.%:

Ингибированный частично гидролизованный

Хлористый алюминий30-85,0Поверхностно-активного вещество0,1-10,0Фторид калия1,0-1,5Растворитель10,0-69,0ВодаОстальное

а также так, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем закачку кислотного состава, продавку его в пласт, выдержку и удаление продуктов реакции из призабойной зоны, в качестве кислотного состава берут реагент по п.1.

В вариантах способа:

1) в способе по п.2, закачку реагента ведут циклически;

2) в способе по п.2 или по п.3, продукты реакции удаляют из призабойной зоны методом депрессии или продавливают в пласт;

Гидроксохлористый алюминий берут по ТУ 38.302163-94;

Фторид калия берут по ГОСТ 10067-80;

В качестве ПАВ могут быть использованы, например, Неонол АФ_9-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ_9-6, АФ_9-4 по ТУ 38.50724-87, Дипроксамин-157(-65) по ТУ 6-14-614-76 или ТУ 38-1011128-87.

В качестве растворителя используют, например, технический глицерин по ГОСТ 6259-75, метиловый спирт по ГОСТ 2222-95, этиловый спирт по ГОСТ 18300-80, метилэтилкетона по ТУ 6-09-782-76, изопропиловый спирт, массовая доля вещества 96,0% по ГОСТ 9805-84. полигликоли по ТУ 2422-007-0576801-93, ацетон по ГОСТ 2768-84.

В качестве продавочной жидкости может быть использована углеводородная жидкость, например безводная нефть, пластовая вода или технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор.

Предлагаемый реагент готовят при 25°С при перемешивании компонентов в различной последовательности. Реагент устойчив и эффективен при применении в температурных условиях от -50°С до +70°С, а также не вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования и не ухудшает товарные характеристики нефти.

Приводим пример приготовления реагента.

В колбу емкостью 1000 см³, снабженную мешалкой, последовательно при температуре 50°С и перемешивании вливают раствор ингибированного частично гидролизованного хлористого алюминия и поверхностно-активного вещества. Далее добавляют фторид калия и водорастворимый растворитель и доводят водой до 100%. Нагревают и перемешивают в течение 60 минут до получения однородной массы. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 1.

Таблица 1№ п/пКомпонентный состав, мас.% Гидроксохлористый алюминийФторид калияРастворительПоверхностно-активные веществаВода1301.0Технический глицерин20Неонол АФ₉-120,1остальное (0,5)Полигликоли3Метиловый спирт5,3Дипроксамин-1570,1Ацетон402391.5Технический глицерин10неонол АФ₉-120,1остальное (1)Полигликоли5Метилэтилкетон40Изопропиловый спирт3,43451.4Технический глицерин20неонол АФ₉-120,1остальное (15)Полигликоли10Дипроксамин-1570,4Этиловый спирт8,14561.4Технический глицерин10неонол АФ₉-1210остальное (7)Полигликоли7Этиловый спирт8,65651.5Технический глицерин5Дипроксамин-15710остальное (5)Полигликоли5Изопропиловый спирт8,56731.4Технический глицерин5Неонол АФ₉-125остальное (15,6)Полигликоли5Дипроксамин-1570,5(17)Метиловый спирт3,17801.3Технический глицерин5Неонол АФ₉-120,5остальное (13,2)Метилэтилкетон2,2Дипроксамин-1570,5(16)

Определяют свойства предлагаемого реагента:

- совместимость компонентов реагента ГХА;

- способность предлагаемого состава предотвращать образование нефтекислотных эмульсий;

- межфазное поверхностное натяжение на границе реагент - углеводород;

- скорость коррозии стали в реагенте;

- скорость растворения пород с карбонатом и глиной при температуре 25°С;

Совместимость определяют по отсутствию расслоения реагента и образование осадков при температуре 20-70°С.

Способность предлагаемых реагентов предотвращать образование эмульсий с нефтью определяли по объему водной и нефтяной фазы после встряхивания равных объемов нефти и реагента в градуированной пробирки через сито с размером ячейки 0,149 мм, в случай образования эмульсии на сите оставались следы.

Межфазное натяжение, мН/м на границе с углеводородом (керосина) определяют в полученных реагента при помощи автоматического сталагмометра АЖЦ 2.784.001 по методике, прилагаемой к прибору.

Скорость коррозии стали, г/м²-час, определяют по общепринятой методике по потери массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25·20·0,5 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом реагенте при 20°С.

Исследовали растворяющую способность предлагаемого реагента и состав по прототипу по отношению к породе с включениями карбоната или глины.

Для проведения испытания по растворению породы берут кварцевые трубки (цилиндры) размером

- наружный диаметр цилиндра, D_Н=10 мм;

- внутренний диаметр цилиндра, D_ВН=7 мм;

- высота цилиндра, Н=20 мм;

- площадь их поверхности, S=11,5 см^2.

Растворение породы реагентом определяли по общепринятой методике.

Результаты лабораторных опытов приведены в таблице 2.

Таблица 2№ реагента из таблице 1Межфазное натяжение на границе с, мН/мСкорость коррозии, г/м-часПорода с карбонатом, растворение при 25°СПорода с глиной, растворение при 25°СВремя контакта, часДоля растворенный породы,%Время контакта, минДоля растворенный породы,%12.970.230.50.3253.90   10.46108.97   10.00.9159.8923.330.250.50.2856.56   10.451012.89   10.00.851518.5635.440.200.50.3057.01   10.421010.06   10.00.781513.6741.250.180.50.2356.99   10.471011.14   10.00.701515.950.380.190.50.1955.56   10.35107.9   10.01.01513.2660.230.170.50.3054.09   10.45106.33   10.01.1159.7870.240.150.50.3553.08   10.46105.12   10.01.3158.7прототип18.240.540.50.050546.32   10.451014.12   10.00.59155.27

Исследования эмульгирующей способности предлагаемого реагента показали, что эмульсии при взаимодействии с нефтью не образуется: смеси нефти и реагент после встряхивания полностью разделялись на водную и органическую фазы в течение 5-30 мин.

Как следует из таблицы 2, скорость растворяющей способности реагента значительно ниже, чем состав по прототипу, причем со временем она увеличивается, что позволяет увеличить глубину обработки и охват пласта воздействием и, следовательно, эффективность кислотной обработки оказывается выше, чем у прототипа.

Депрессионное воздействие осуществляют методами: свабирования, снижения уровня жидкости в скважине, компрессирования, замены скважиной жидкости пенными системами и другими используемыми в нефтепромысловой практике технологическими приемами.

Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.

Способ осуществляется следующим образом.

Выбирают скважину под обработку. В призабойную зону добывающей или нагнетательной скважины через технологические НКТ посредством насосного агрегата закачивают заявляемый реагент и продавливают его в пласт продавочной жидкостью. Проводят технологическую выдержку. Время окончания обработки контролируют любым известным методом.

После истечения времени реагирования в пласте образуются подвижные комплексы, которые могут быть легко извлечены на поверхность депрессионными методами (свабированием) или продавлены в глубь пласта.

После обработки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по определению эффективности реагента заявленным способом обработки призабойной зоны нефтяного пласта с его применением.

Пример 1.

Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины. Спускают технологические НКТ с установкой перо-воронки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При открытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата доводят до интервала перфорации 3,5 м реагента, закрывают межтрубную задвижку и докачивают оставшийся объем реагента - 3,5 м³. Продавливают рабочий объем в пласт 6 м³ товарной нефти. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. По истечении времени реагирования депрессионным воздействием - свабированием - извлекают 20 м³ отработанного состава с водой, нефтью и продуктами реакции. Промывают скважину до забоя. Спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

До обработки дебит скважины был 0,5 т/сут, после обработки стал 5,5 т/сут. Обводненность добываемой продукции не изменилась и осталась на уровне 24%.

Пример 2.

Обрабатывают призабойную зону водонагнетательной скважины. Выполняют технологические операции, как в примере 1. По истечении времени реагирования продавливают продукты реакции глубоко в пласт 20 м³ технологической воды.

После проведения обработки приемистость водонагнетательной скважины увеличилась с 134 м³/сут и достигла 288 м³/сут.

Примеры 3-7 проводились аналогично примерам 1-2.

Пример 8. Выполняют технологические операции, как в примере 7. Закачку ведут в 2 цикла, продавливают технологической жидкостью после каждого цикла.

Пример 9 по прототипу.

Данные по примерам 1-9 сведены в таблицу 3.

Таблица 3Результаты промысловых испытанийномер примеракатегория скважиныТип коллектораПриемистость, м³/сутДебит нефти, т/сут№ реагента из таблицы №1до обработкипосле обработкидо обработкипосле обработки1доб.карбонатный  0,55,572наг.терригенный134288  23доб.терригенный  1,53,014наг.карбонатный57142  35доб.карбонатный  1,74,156доб.карбонатный  0,83,647доб.терригенный  2,15,268наг.терригенный  2,57,339 прототипдоб.   7,29,2 

По данным таблицы 3 видно, что использование предложенного реагента и способа позволяет существенно увеличить продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. Технический результат- повышение эффективности обработки нефтяного пласта. Реагент для обработки призабойной зоны пласта содержит в мас.%: ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий - 30-85,0, поверхностно-активное вещество - 0,1-10, фторид калия - 1,0-1,5, растворитель - 10,0-69,0, вода - остальное. В способе обработки призабойной зоны нефтяной зоны пласта осуществляют закачку указанного выше реагента, продавку его в пласт и выдержку и удаление продуктов реакции. Причем закачку реагента можно вести циклически, а удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют методом депрессии или продавкой в пласт. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий ингибированный кислотный компонент, поверхностно-активное вещество, растворитель и воду, отличающийся тем, что в качестве кислотного компонента он содержит ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий и дополнительно фторид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий30,0-85,0Поверхностно-активного вещество0,1-10,0Фторид калия1,0-1,5Растворитель10,0-69,0ВодаОстальное