СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Российский патент 2008 года по МПК C09K8/78 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих скважин низко- и среднепроницаемых коллекторов высокотемпературных пластов нефтяных месторождений.

Известен способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья, включающий последовательно закачку в пласт буферной жидкости, реагента и буферной жидкости. В качестве буферной жидкости используется взаимный растворитель [Патент РФ №2187634].

Недостатком известного состава является его недостаточная эффективность, связанная с ограниченной глубиной обрабатываемой зоны активной кислотой.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав для закачки в низкопроницаемые пласты, включающий раствор кислоты, нафтенового растворителя и 15%-ый раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) [Патент US №3876002].

Основным недостатком известного состава является низкая эффективность в процессе вытеснения нефти из пласта, обусловленная увеличением неоднородности коллектора в результате первоначальной закачки кислоты. Кроме того, состав, образующийся в результате смешения нафтенового растворителя и раствора ПАВ ввиду высокой концентрации ПАВ, не обладает селективным действием по отношению к нефти пласта. Поэтому часть нефти вытесняется, а часть связывается в виде водонефтяной эмульсии.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта.

Указанная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов, включающий соляную и фтористоводородную кислоты, органический растворитель, изопропиловый спирт и воду, отличается тем, что он дополнительно содержит кремнийорганическую эмульсию КЭ-30-04 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота6-12Фтористоводородная кислота1,5-3Органический растворитель25-30Изопропиловый спирт25-30Кремнийорганическая эмульсию КЭ-30-041Водаостальное.

Кремнийорганическая эмульсия КЭ-30-04 представляет собой однородную жидкость белого цвета без механических примесей и выпускается по ТУ 6-02-816-78. Используемые в качестве гидрофобизатора кремнийорганические эмульсии на основе полисилоксанов, полиметилсилоксанов, водорастворимые силиконовые блоксополимеры, ГКЖ-11, обладают следующими свойствами: растворимостью в воде, адсорбцией на породе и глинистых частицах, сопровождающейся их пептизацией, высокой термостабильностью. Гидрофобизатор обеспечивает снижение смачиваемости породы в обрабатываемой зоне, что будет сопровождаться увеличением фазовой проницаемости по нефти и снижением фазовой проницаемости по воде, что приводит в конечном итоге к дополнительной интенсификации нефти и ограничению притока воды.

Предлагаемый органический кислотный состав представляет собой гомогенный раствор, обладает селективным действием по отношению к нефти, компоненты его подобраны таким образом, чтобы очистить призабойную зону пласта от нефти и ее компонентов на возможно большем удалении от забоя скважины, а также обеспечить максимально глубокое проникновение кислоты в пласт с целью увеличения проницаемости как ПЗП скважины, так и самого пласта вблизи от ПЗП.

Это достигается за счет того, что растворяющая способность соляной кислоты в присутствии алифатических спиртов, простых эфиров и нефтепродуктов снижается в несколько раз. Этот эффект усиливается дополнительным введением гидрофобизатора, представляющего собой кремнийорганические эмульсии на основе полисилоксанов, полиметилсилоксанов, водорастворимые силиконовые блоксополимеры, ГКЖ-11.

Предлагаемый органический кислотный состав обладает высокой моющей активностью по отношению к нефти и ее компонентам благодаря комплексному действию смеси соляной (или плавиковой) кислоты, органического растворителя, алифатических спиртов, гидрофобизатора.

Гидрофобизатор дополнительно обеспечивает снижение смачиваемости породы, она приобретает водоотталкивающие свойства, капиллярное давление меняет свой знак на обратный, т.е. оно теперь вытесняет воду из капилляра, вода вытесняется нефтью из мелких пор в крупные, из которых она при освоении скважины легко удаляется. Водорастворимый алифатический спирт удаляет воду, удерживаемую капиллярными силами из пористой среды, и снижает водонасыщенность в низкопроницаемой части пласта, блокирующей приток нефти.

Органический кислотный состав эффективно удаляет из ПЗП асфальто-парафиновые отложения, позволяет снизить активность кислоты и скорость взаимодействия кислоты с породой. Это позволяет продавить кислотный состав на большее расстояние, замедлить вторичное осадко- и гелеобразование продуктов реакции. Это особенно важно в условиях температуры более 80°С, при которых соляная, а также плавиковая кислота в обычных водных растворах расходуется на взаимодействие с породой в течение нескольких минут с начала контакта. Предлагаемый органический кислотный состав позволяет проводить глубокопроникающую обработку призабойной зоны пласта без образования вторичных осадков, что улучшает условия выноса из зоны обработки отработанных реагентов, рыхлосвязанной пластовой воды, продуктов химической реакции и мелких твердых частиц.

Извлечение продуктов реакции и освоение скважины осуществляется свабированием.

В рамках предлагаемого состава для обработки призабойной зоны низко- и среднепроницаемых коллекторов могут использоваться следующие вещества и их товарные формы, производимые отечественной промышленностью:

растворитель (производное органических кислот этилацетатного производства) техническийГОСТ 8981-78соляная кислота техническаяТУ 6-01-714-77метанолГОСТ 6995-77этанолГОСТ 183000-72изопропанолТУ 6-09-402-75

гидрофобизатор - кремнийорганические эмульсии на основе полисилоксанов, полиметилсилоксанов, водорастворимые силиконовые блоксополимеры, ГКЖ-11.

Эффективность разработанного и известного составов исследовали в лабораторных условиях путем определения прироста коэффициента нефтевытеснения, а также значения объемных скоростей фильтрации до обработки составом по предлагаемому способу и после. Коэффициент нефтевытеснения определяли на установке для исследования процессов нефтевытеснения химическими реагентами и фильтрации в пористых средах. Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также контролировать дебит воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта. В качестве модели пласта в экспериментах использовали модель, составленную из образцов керна низкопроницаемых залежей Среднего Приобья. Подготовку модели пласта и жидкости к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 «Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химическими реагентами».

Пример. Для определения коэффициента нефтевытеснения модель пласта с проницаемостью по воздуху от 20 до 100 мД насыщают нефтью, после чего осуществляют фильтрацию минерализованной воды (общая минерализация составляет 18 г/л) до достижения максимальной обводненности извлекаемой жидкости. Затем последовательно закачивают оторочку растворителя объемом 10% Vпор и оторочку органического кислотного состава объемом 20% Vпор. Далее снова закачивают минерализованную воду. Определяют объем дополнительно извлеченной нефти и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения, изменение проницаемости модели пласта.

Кислотный органический состав для опытов готовят следующим образом. В емкость заливают 49 мл 24% раствора соляной кислоты HCl, приливают 25 мл растворителя и перемешивают. При перемешивании добавляют 25 мл изопропилового спирта; в полученный гомогенный состав вводим 1 мл гидрофобизатора - кремнийорганической эмульсии. Кислотный органический состав содержит 12% соляной кислоты HCl, 25% органического растворителя, 25% изопропанола, 1% гидрофобизатора и 37% воды. Подобным образом готовят другие органические кислотные составы, например на основе глинокислоты. Состав содержит 12% соляной кислоты HCl, 3% плавиковой кислоты HF, 25% органического растворителя, 25% изопропилового спирта, 1% гидрофобизатора, 34% воды.

Результаты испытания разработанного состава и состава по прототипу представлены в таблице.

Из таблицы видно, что применение предлагаемого состава позволяет значительно увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения за счет интенсифицирования низкопроницаемых нефтенасыщенных зон. Кроме того, происходит увеличение скорости фильтрации жидкости по низкопроницаемым пропласткам, что достигается, во-первых, за счет доотмыва остаточной нефти, во-вторых, в результате увеличения проницаемости модели пласта после закачки оторочки органического кислотного состава (опыты 3, 4).

Введение в состав гидрофобизатора позволяет, во-первых, более эффективно интенсифицировать низкопроницаемые пропластки и получать высокие приросты коэффициента вытеснения нефти; во-вторых, увеличить проницаемость низкопроницаемых нефтенасыщенных участков (опыт 5,6).

Оптимальная концентрация КЭ-30-04 в 1 мас.% выбрана в связи с тем, что меньшее и большее количества КЭ-30-04 в составе неэффективно (см. таблицу).

При использовании состава по прототипу эффективность вытеснения нефти из модели пласта значительно ниже, что объясняется низкоэффективным использованием кислоты на первой стадии и высокой вязкостью образующегося в модели пласта состава.

Таким образом, применение нового состава по сравнению с известным позволяет интенсифицировать приток нефти из низкопроницаемых коллекторов, эффективно увеличивает проницаемость нефтенасыщенных зон, обладает низкой коррозионной активностью по отношению к металлу.

На практике кислотный органический состав готовится на кусту непосредственно перед его закачкой. Концентрация компонентов состава для ОПЗ подбирается исходя из типа коллектора, проницаемости, заглинизированности пласта, содержания карбонатов.

В емкость для приготовления составов загружают 2 м³ 24% соляной кислоты HCl (либо 24% глинокислоты), доливают 1 м³ органического растворителя и перемешивают. При перемешивании добавляют 1 м³ изопропанола, 0,04 м³ гидрофобизатора, получают гомогенный состав. Далее органический кислотный состав закачивают для обработки пласта. Как показали промысловые испытания, объем состава для однократной обработки ПЗП должен составлять от 1 до 2 м³ на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта.

 Скорость фильтрации, мл/часКоэффициент вытеснения, %Прирост коэф. вытеснения, %СоставДо закачкиПосле закачкиВодойПосле закачки состава соляная кислота HCl6     1растворитель252,03,233,138,35,2 спирт - ИПС25      вода44      глинокислота: HCl6      HF1,5     2растворитель252,23,332,738,25,5 спирт - ИПС25      вода42,5      HCl12     3растворитель
ИПС252,54,235,042,97,9 25      вода38      HCl12      HF3     4растворитель252,34,434,543,38,8 ИПС25      вода35      HCl12      растворитель25     5ИПС252,34,334,042,08,0 КЭ 30-040,5      вода37,5      HCl12      растворитель25     6ИПС252,85,836,245,39,1 КЭ 30-041      вода37      HCl12      HF3     7растворитель25      ИПС252,46,232,542,49,9 КЭ 30-041      вода34      HCl12      растворитель25     8ИПС252,55,834,543,39,0 КЭ 30-041,5      вода36,5     

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих скважин низко- и среднепроницаемых коллекторов высокотемпературных пластов нефтяных месторождений. Состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов содержит, мас.%: соляную кислоту 6-12, фтористоводородную кислоту 1,5-3, органический растворитель 25-30, изопропиловый спирт 25-30, кремнийорганическую эмульсию КЭ-30-04 1, воду - остальное. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта. 1 табл.

Состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов, включающий соляную и фтористоводородную кислоты, органический растворитель, изопропиловый спирт и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит кремнийорганическую эмульсию КЭ-30-04 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота6-12Фтористоводородная кислота1,5-3Органический растворитель25-30Изопропиловый спирт25-30Кремнийорганическая эмульсия КЭ-30-041ВодаОстальное