СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2011 года по МПК C09K8/74 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин, в том числе снизивших свою продуктивность в процессе разработки нефтяной залежи.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки состава, включающий соляную кислоту, добавку - поверхностно-активное вещество СИНО-Кам на основе катионоактивных и амфолитных ПАВ и воду (см. патент РФ №2151284, МПК⁷ Е21В 43/27, опубл. 20.06.2000 г.).

Недостатком этого состава является низкая эффективность обработки фациально-неоднородных пластов на поздней стадии разработки.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий следующие компоненты, мас.%: 20%-ая соляная кислота 6,0-14,0; добавка - отход производства изопропилового спирта гидратацией пропилена в присутствии серной кислоты со стадии гидролиза (полимерная фракция) 60,0-75,0, вода - остальное (см. патент РФ №2055173, МПК⁶ Е21В 43/27, опубл. 27.02.1996 г.).

Данный состав недостаточно эффективен в малопроницаемых заглинизированных коллекторах, содержащих значительное количество связанной воды, ввиду отсутствия в нем компонентов, разрушающих ее структуру и гидрофобизирующих поверхность породы.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный состав для обработки призабойной зоны пласта, представленного низкопроницаемым глинистым коллектором или понизившим свои фильтрационные характеристики вследствие кольматации пор привнесенным глинистым материалом в ходе технологических операций, позволяющих за счет снижения количества связанной воды и набухаемости глин, их диспергирования, разрушения и последующего выноса, увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий галоидоводородную кислоту, добавку и воду, в качестве добавки содержит капролактам и/или его олигомеры с молекулярной массой менее 8000 и/или соли указанных олигомерно-лактамных соединений, общей формулы - где m=3-12; n=1-10; Х^-- -Cl^-, -Br^-, , или их смеси при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Галоидоводородная кислота 5,0-80,0 Капролактам и/или его производные 0,5-35,0 Вода Остальное

В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит низшие одноатомные алифатические спирты (С₁-С₃) и/или гликоли (до С₇), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Галоидоводородная кислота 5,0-80,0 Капролактам и/или его производные 0,5-35,0 Низшие одноатомные алифатические   спирты (С₁-С₃) и/или гликоли (до С₇) 3,0-50,0 Вода Остальное

Также состав дополнительно содержит органофосфонат и/или поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Галоидоводородная кислота 5,0-80,0 Капролактам и/или его производные 0,5-35,0 Низшие одноатомные алифатические   спирты (C₁-С₃) и/или гликоли (до С₇) 3,0-50,0 Органофосфонат и/или поверхностно-активное вещество 0,1-10,0 Вода Остальное

Капролактам используют по ГОСТ 26743.1-91.

В качестве олигомеров с молекулярной массой менее 8000 используют олигомерно-лактамный концентрат - сборный технологический отход при производстве поли-∈-капроамида, образующийся на стадиях полимеризации ∈-капролактама и регенерации использованного ∈-капролактама (продукты отгона, кубовый остаток, шлам). Олигомерно-лактамный концентрат содержит ∈-капролактам, его линейные и циклические олигомеры.

∈-Капролактам и/или его олигомеры с молекулярной массой менее 8000 повышает коэффициент самодиффузии молекул воды и приводит к разрушению водных ассоциатов с тетраэдрической структурой, организующих дальный порядок в жидкости и присутствующих в воде до его введения и появлению ассоциатов с протоно-донорной функцией, что естественно усиливает действие всех компонентов состава.

В качестве галоидоводородной кислоты используют соляную кислоту по ТУ 6-01-714-77, ТУ 38-103141-78, ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 2458-264-05765670-99, или в смеси с плавиковой кислотой по ТУ 48-5-184-78, ГОСТ 2567-89, или смесь этих кислот по ТУ 6-01-14-78-88. В качестве фтористоводородной кислоты (HF) используют кислоту по ТУ 6-09-2622-88, ТУ 113-08-523-82, ГОСТ 10484-78.

Соляная и плавиковая кислоты растворяют и диспергируют карбонатную и глинистую компоненты пласта.

В качестве органофосфонатов используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) по ТУ 6-09-5065-82, ТУ 6-09-5283-86; оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) по ТУ 6-02-1215-81; цинковый комплекс ОЭДФ (ТУ 2439-258-05763458-98); комплексонат НТФ-цинк (ТУ 2439-002-24210860-99 от 1.02.1999 г.).

Введение органофосфонатов позволяет избежать загрязнения пласта вторичными осадками, образующимися в ходе обработки призабойной зоны.

В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют поверхностно-активные вещества из группы, состоящей из неионогенных, анионоактивных, катионоактивных, цвиттерионных или амфотерных поверхностно-активных веществ, например, неонол АФ₉-6,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена по ТУ 38.507-63-171-91, ОП-10 - полиэтиленгликолевый эфир алкилфенола по ГОСТ 8433-81, оксанол КД-6 по ТУ 6-14-821-87, катапин А по ТУ 6-01-816-75, фосфенокс Н-9 по ТУ 6-00-5763445-13-89, оксифос-КД-6 по ТУ 6-02-1148-78, оксифос Б-1 ПАВ по ТУ 6-02-1336-86, сульфонол по ТУ 07510508; сульфонол НП-3 по ТУ 84.509.81; сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88; алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензоалсульфонаты по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87; ДОН-52 по ТУ 2484-006-047-6205-93; ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89; лапрол 4202-2Б-30 по ТУ 2226-039-05766801-95, лапрол 5003-2Б-10 по ТУ 2226-023-104 В8057-95, лапрол 5003-2-15 по ТУ 2226-006-10488057-94, лапрол 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94, МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99; нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197705-00, смешанные этоксилированные и пропоксилированные октил/дециловые спирты, нонилфенокси-поли(этиленокси)-этанол, полиэтоксилированный талловамин, алкилбензолсульфонат щелочных металлов, алкилсульфаты, алкилэфиросульфаты, сульфаты алкилариловых эфиров, диалкилсульфосукцинаты, алкилфосфаты и эфирофосфаты щелочных металлов; алифатические или ароматические жирные амины, алифатические жирные амиды и четвертичные производные аммония; бетаины и их производные, лецитины, производные имидазола, глицинаты и их производные, амидопропионаты и оксиды жирных аминов; алкоксилированные жирные кислоты, полиалкоксилированные алкилфенолы, полиалкоксилированные жирные спирты, полиалкоксилированные или полиглицерированные жирные амиды, блоксополимеры этиленоксид/пропиленоксид, алкил-глюкозиды, алкилполиглюкозиды, сукроэфиры, сложные эфиры сукрозы, сукроглицериды и сложные эфиры сорбитана; или их смеси.

Введение поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет:

снизить скорость взаимодействия состава с карбонатной породой;

отмыть и диспергировать асфальтосмолопарафиновые отложения, образующиеся в процессе эксплуатации пласта;

диспергировать глинистые компоненты в составе;

исключить вероятность образования вторичных осадков и нефтекислотных эмульсий.

В качестве низших одноатомных алифатических спиртов (C₁-С₃) и гликолей (до C₇) предлагаемый состав содержит, например, метиловый спирт по ГОСТ 2222-78; этиловый спирт по ГОСТ 18300-87, ТУ 2421-019-55871762-01; изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84; этиленгликоль по ГОСТ 10164-75; диэтиленгликоль по ТУ 2423-151-0020335-2003.

Низшие одноатомные алифатические спирты (C₁-С₃) и/или гликоли (до C₇) обеспечивают возможность использования состава при низких температурах. Они обладают диспергирующими свойствами по отношению к компонентам обрабатываемых отложений.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав для обработки призабойной зоны пласта, позволяющий за счет подавления набухания глин, их разрушения и частичного растворения увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

Заявляемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости.

Объем закачиваемого состава составляет 1,0-5,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта. После закачки состава дают выдержку для реагирования в течение 15-24 часов. Вынос продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют после выдержки при освоении скважины.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявляемой совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке призабойной зоны пласта, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности обработки призабойной зоны пласта с использованием известного и заявляемого составов.

Преимущества и эффективность использования предлагаемого состава по сравнению с наиболее близким аналогом оценивали по таким показателям, как способность эффективно снижать количество связанной воды, блокирующей проходное сечение поровых каналов и значительные запасы остаточной нефти, и улучшать фильтрационные характеристики продуктивного пласта после его обработки.

Пример 1. Определение динамики различных типов вод в образцах керна под воздействием предлагаемых составов

Берут 5,0 г соляной кислоты, добавляют к ней 1,0 г капролактама и 94 г воды (см. табл.1, пример 1).

Аналогичным образом, используя различные компоненты и варьируя содержанием компонентов, готовят и другие составы (см. табл.1, примеры 2-26).

Исследования по связанной (T₁) и свободной (Т₂) воде импульсным методом ЯМР проводили на отечественных релаксометрах серии ЯМР-002 (расчет релаксационных параметров осуществлялся по программе фирмы Bruker. Для измерения времени Т₁ использовали импульсную последовательность 90° - τ - 90° -τ -180°. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что обработка кернов предлагаемым составом приводит к уменьшению количества связанной воды (особенно для низкопроницаемых коллекторов) и увеличению смачиваемости породы. По всем исследованным образцам наблюдается линейная зависимость между процентным содержанием коротковременной фазы, отражающим содержание связанной воды в образцах, и газопроницаемостью. Обработка кернов предлагаемым составом приводит для всех образцов к уменьшению содержания связанной воды и увеличению газопроницаемости (фиг.1).

В зависимости от Ков образцы можно разделить на три основные группы [Тульбович Б.И. Петрофизическое обоснование эффективности извлечения углеводородов.-М.: Недра, 1990.-186 с.]: плохие (Ков>0,7), средние (0,7>Ков>0,3) и хорошие (Ков<0,3). Распределение образцов по группам в динамике до и после обработки показано на фиг.2. В результате обработки большинство образцов переходит из одной группы в другую, что свидетельствует об улучшении коллекторских (фильтрационно-емкостных) свойств породы.

Пример 2. Влияние анализируемых составов на изменение фильтрационного сопротивления пласта проводили на насыпной модели пласта, представляющей собой трубку длиной 1000 мм и диаметром 30 мм, заполненную кварцевым песком с добавлением 25 мас.% карбоната кальция (модель карбонатного пласта) или кварцевым песком с добавлением 7,0 мас.% бентонитовой глины (модель терригенного пласта).

Определение фильтрационного сопротивления пласта проводили следующим образом. Модель пласта насыщают водой, при этом определяют ее проницаемость по воде (К_в). Затем проводят вытеснение воды из модели пласта нефтью, при этом определяют ее проницаемость по нефти (К_н). После чего в пласт закачивают не менее двух объемов пор анализируемого состава, который также вытесняют водой, а затем нефтью. Изменение фильтрационного сопротивления модели пласта Q до и после обработки определяют по формуле

где К_1(в,н) и К_2(в,н) - проницаемость модели пласта по воде _(в) и нефти _(н) до ₍₁₎ и после ₍₂₎ закачки состава, мкм².

Из табл.2, где приведены данные по изменению проницаемости карбонатной и терригенной моделей пласта до и после их обработки анализируемыми составами, следует, что в сравнении с известными, ОПЗ скважин предлагаемыми составами позволяет существенно (в 1,5-2 раза) снизить фильтрационное сопротивление пласта при закачке воды в нагнетательные скважины и 2-2,5 раза увеличить приток нефти из добывающих скважин.

Предлагаемый кислотный состав для обработки призабойной зоны скважин, в качестве компонентов для его приготовления включает доступные и широко используемые в нефтегазовой промышленности технические продукты, а его приготовление производится непосредственно у обрабатываемой скважины с применением стандартного оборудования, используемого для ОПЗ нагнетательных или добывающих скважин

Таблица 1 № п/п № образца Содержание компонентов состава, мас.% Параметры ЯМР Галоидоводород
ная кислота Капролактам и/или его производные Низшие одноатомные алифатичес
кие спирты (C₁-C₃) и/или гликоли (до C₇) Органофосфонат Поверхностно-активное вещество Вода До обработки(Т₂/Т₁) После обработки(T₂/T₁) % MC % MC 1 1a 5,0 1,0 0,0 0,0 0,0 94,0 72,0/28,0 214/61 80,0/20,0 190/22 2 2б 8,0 10,0 0,0 0,0 0,0 82,0 68,0/32,0 220/25 76,0/24,0 166/24 3 2г 11,0 0,5 50,0 0,0 0,0 38,5 58,6/41,4 154/41 65,6/34,4 148/18 4 3б 14,0 1,0 44,0 0,0 10,0 31,0 59,4/40,6 214/54 77,1/22,9 164/27 5 3д 17,0 3,0 0,0 0,0 0,0 80,0 71,0/29,0 202/45 78,8/21,2 169/23 6 4б 20,0 20,0 41,0 0,0 0,0 19,0 21,3/78,7 232/69 68,7/31,3 75/15 7 4в 23,0 10,0 38,0 10,0 0,0 19,0 35,2/64,8 175/44 60,0/40,0 86/19 8 5г 26,0 35,0 0,0 0,0 0,0 39,0 64,1/35,9 278/63 71,1/28,9 266/49 9 5ж 29,0 30,0 35,0 0,0 0,0 6,0 78,5/21,5 237/32 81,4/28,6 202/30 10 6б 32,0 25,0 32,0 5,0 5,0 1,0 57,7/42,3 253/61 66,2/33,8 150/17 11 6г 35,0 10,0 0,0 0,0 0,0 55,0 63,7/36,3 280/66 82,3/17,7 219/24 12 7в 38,0 5,0 29,0 0,0 0,0 28,0 23,2/76,8 244/25 56,3/43,7 136/20 13 7д 41,0 20,0 26,0 5,0 0,1 7,9 20,4/79,6 124/16 54,4/45,6 129/22 14 8а 44,0 17,0 0,0 0,0 0,0 39,0 65,2/34,8 241/56 80,6/19,4 201/27 15 8б 47,0 14,0 23,0 0,0 0,0 16,0 72,1/27,9 222/27 77,3/22,7 197/29 16 9а 50,0 10,0 20,0 0,1 5,0 14,9 48,3/51,7 350/83 68,4/31,6 320/72 17 9г 53,0 30,0 0,0 0,0 0,0 17,0 61,3/38,7 299/55 67,2/32,8 272/45 18 10б 56,0 12,0 17,0 0,0 0,0 15,0 15,7/84,3 198/23 28,1/71,9 178/41 19 10в 59,0 10,0 14,0 2,5 2,5 12,0 10,7/89,3 143/14 30,8/69,2 123/35 20 11а 62,0 8,0 0,0 0,0 0,0 30,0 22,6/77,4 209/37 47,5/52,5 150/35 21 11б 65,0 10,0 11,0 0,0 0,0 14,0 19,9/80,1 143/31 51,8/48,2 130/30 22 12в 68,0 0,5 9,0 0,1 0,0 22,4 20,8/79,2 195/43 53,5/46,5 193/36 23 12г 71,0 6,0 0,0 0,0 0,0 23,0 19,0/81,0 204/40 54,6/45,4 72/16 24 13г 74,0 5,0 6,0 0,0 0,0 15,0 28,1/71,9 227/45 54,0/46,0 135/19 25 14в 77,0 4,0 3,0 0,0 0,1 15,9 17,4/82,6 229/31 23,9/76,1 118/26 26 14д 80,0 3,5 0,0 0,0 0,0 16,5 16,5/83,5 208/33 23,7/76,3 162/24 Известный способ 27 8б 14,0 - - - - - 28,3/71,7 330/72 34,4/65,6 325/70

Таблица 2 № п/п Состав для обработки скважины Тип насыпной модели пласта Проницаемость модели пласта, мкм² Q, % - снижение фильтрационного сопротивления до обработки после обработки K_1B K_1H К_2В К_2Н воды нефти Предлагаемый состав 1* п.1-26 (табл.1) карбонат. 0,285 1,673 0,591 3,379 107,4 102,0 2* п.1-26 (табл.1) терриген. 0,857 0,934 1,840 1,998 114,7 113,9 Известный состав 3 п.27 (табл.1) карбонат. 0,241 1,344 0,359 1,895 49,0 41,0 4 п.27 (табл.1) терриген. 0,873 0,865 1,54 1,372 76,4 58,6 ^*) - осредненные показатели по 26 составам

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение проницаемости призабойной зоны пласта, эффективное вовлечение в разработку остаточных запасов нефти, приуроченных к малопроницаемым заглинизированным коллекторам, за счет снижения количества связанной воды и набухаемости глин, их диспергирования, разрушения и последующего выноса. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: галоидоводородная кислота 5,0-80,0; капролактам и/или его олигомеры с молекулярной массой менее 8000 и/или соли указанных олигомерно-лактамных соединений, общей формулы

[NH₂ ⁺-(CO₂)_m-CO]_n X^-, где m=3-12; n=1-10; X^---Сl^-, -Br^-, -NО₃ ^-, -HSO₄ ^-, или их смеси 0,5-35,0; вода - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

1. Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий галоидоводородную кислоту, добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки содержит капролактам и/или его олигомеры с молекулярной массой менее 8000 и/или соли указанных олигомерно-лактамных соединений, общей формулы - [NН₂ ⁺-(СО₂)_m-CO]_n X^-, где m=3-12; n=1-10; Х^-- -Сl^-, -Br^-, -NO₃ ^-, -HSO₄ ^-, или их смеси при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Галоидоводородная кислота 5,0-80,0 Капролактам и/или его производные 0,5-35,0 Вода Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит низшие одноатомные алифатические спирты (С₁-С₃) и/или гликоли (до C₇) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Галоидоводородная кислота 5,0-80,0 Капролактам и/или его производные 0,5-35,0 Низшие одноатомные алифатические   спирты (С₁-С₃) и/или гликоли (до C₇) 3,0-50,0 Вода Остальное

3. Состав по п.2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит орга-нофосфонат и/или поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Галоидоводородная кислота 5,0-80,0 Капролактам и/или его производные 0,5-35,0 Низшие одноатомные алифатические   спирты (C₁-С₃) и/или гликоли (до С₇) 3,0-50,0 Органофосфонат и/или поверхностно-активное вещество 0,1-10,0 Вода остальное