Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт.
Известен способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта, включающий закачку в водоносный пласт углеводородной жидкости с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) и последующую закачку резиновой крошки в углеводородной жидкости, при этом после закачки состава осуществляют периодическое изменение градиента давления на пласт, после чего оставляют скважину в покое на срок не менее 72 часов (патент RU 2194843, МПК E21B 33/138, 2002 г.). Данный способ имеет ряд недостатков: необходимость длительной остановки скважины (72 часа); сложности при реализации метода (закачка 2-х порционная, причем 1 порция содержит ПАВ в избыточной концентрации в связи с его недостаточной эффективностью для снижения межфазного натяжения и после ее введения требуется периодическое изменение градиента давления, 2 порция - закачка в углеводородной жидкости резиновой крошки с относительно большим размером частиц дисперсной добавки 0,1-1 мм, что ведет к существенному росту давления нагнетания). Кроме того, использование добавки ПАВ в избыточной концентрации приводит к удорожанию метода. Способ характеризуется недостаточной эффективностью и не может быть реализован в коллекторах порового типа, а также в скважинах с относительно невысокой приемистостью.
Известен способ обработки призабойной зоны и повышения нефтеотдачи пласта путем закачки состава, содержащего анионные поверхностно-активные вещества - нефтяные или синтетические сульфонаты, неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 8-16 и растворитель - спирты (патент RU №2065946, МПК E21B 43/22, 1996 г.). Способ недостаточно эффективен, поскольку образующиеся эмульсии - эмульсии прямого типа, обладают невысокими вязкостями и в связи с этим слабыми блокирующими свойствами.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому изобретению является способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающий определение герметичности эксплуатационной колонны и приемистости скважины, закачку углеводородного раствора ПАВ и продвижение его минерализованной водой (патент РФ №2120030, МПК E21B 43/22, 1998 г.). Данный способ недостаточно эффективен ввиду невысоких значений реологических параметров и недостаточной стабильности образующейся эмульсии обратного типа при повышенных температурах (выше 55°C).
В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного способа воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, позволяющего обеспечить качественную блокировку обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности.
Поставленная задача решается так, что в способе воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающем последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды, перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 0,5-60 масс.%, закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 1-10, после чего проводят выдержку в течение 3-48 часов и пуск скважины в эксплуатации.
В качестве поверхностно-активного вещества могут быть использованы, например, неионогенные ПАВ (НПАВ), или анионные ПАВ (АПАВ), или их смеси.
В качестве НПАВ могут быть использованы, например:
- оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, 6, 8, 9, 10, 12 по ТУ 2483-077-05766801-98;
- ОП-10 - продукт обработки моно- и диалкилфенолов с окисью этилена по ГОСТ 8433-81;
- неонолы α-12 или α-14 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе α-олефинов по ТУ 38.507-63-0302-93;
- эмульгатор ЯЛАН Э-1, представляющий собой раствор НПАВ в углеводородном растворителе по ТУ 2458-012-22657427-2000 с изм.1;
- эмульгатор ЯЛАН Э-2, представляющий собой раствор НПАВ, синтезированного в виде амидо-аминных солей высших жирных кислот С12-С18 в углеводородных смесевых растворителях по ТУ 2458-001-22650721-2009;
- эмульгатор Синол ЭМИ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий по ТУ 2484-007-57412574-01;
- эмульгатор Синол ЭМ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий в углеводородном растворителе по ТУ 2413-048-48482528-98;
- эмульгатор Нефтенол НЗб, представляющий собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы по ТУ 2458-057-17197708-01;
- эмультал, представляющий собой сложный эфир кислот таллового масла и триэтаноламина по ТУ 2483-059-05744585-2004;
- и другие или их смеси.
В качестве АПАВ используют нефтяные или синтетические сульфонаты. Нефтяные сульфонаты (НС) с эквивалентной массой от 400-580 представляют собой натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно:
- сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например, С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84 или эмульгаторы, например эмульсолы СДМУ-2 по ТУ 38.101545-75, НГЛ-205 по ТУ 38.101547-80 с изм. №№1-5;
- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38-50729-88;
- нефтяной сульфонат марки «HL» фирмы Витко Кэмикл (США) и другие.
В качестве синтетических сульфонатов (СС) используют алкилсульфонаты, моно- и диалкилдензолсульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 390 по ТУ 6-01-1612839-34-90, ТУ 2481-037-04689375-95.
В качестве углеводородного растворителя (УР) используют:
- абсорбент по ТУ 38.103349-85 - смесь предельных алифатических и ароматических углеводородов, получаемая в производстве мономеров для синтетического каучука;
- абсорбент Н по ТУ 2411-036-05766801-95 - смесь парафино-олефиновых углеводородов и смол, представляющий собой смесь побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука;
- кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола (КОРЭ) по ТУ 2414-033-05766801-95 - смесь алкилбензолов - побочный продукт ректификации этилбензола и стирола;
- жидкую фракцию пиролиза шин (ЖФПШ) по ТУ 2451-004-0136353-2003 - смесь алифатических и ароматических углеводородов;
- жидкие продукты пиролиза (ЖПП) фракции 35-230°С и 35-270°С по ТУ 38.402-62-144-93 - смесь непредельных, нафтеновых, ароматических углеводородов;
- жидкие продукты пиролиза (ЖПП), смолы нефтяные типа Е для экспорта по ТУ 38.402-62-130-92 - смесь непредельных и ароматических углеводородов с примесью парафинов и нафтенов, получаемая при пиролизе и других высокотемпературных процессов нефте- и сланцепереработки;
- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию (ТФ) по ТУ 38.103579-85;
- легкая пиролизная смола - побочный продукт производства этилена из углеводородного сырья, содержащий ароматические и неароматические углеводороды по ТУ 38.10285-83;
- пироконденсат - отход производства этилена, содержащий смесь ароматических и неароматических углеводородов по ТУ 38.103360-87;
- нефрас АР 120/200 по ТУ 38.101809-90 - смесь ароматических углеводородов;
- топливо дизельное (ТД) по ГОСТ 305-82 - продукт фракционной переработки нефти;
- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89;
- шугуровский дистиллат (ШД) по ТУ 30-0147585-018-93 - продукт фракционной переработки высокосернистой нефти;
- фракцию гексановую (ФГ) по ТУ 2411-032-0576680-95;
- фракцию широких легких углеводородов (ФИШУ) по ТУ 38.101524-93;
- растворитель парафинов нефтяной (РПН) по ТУ 0251-06200151638-2006;
- нефть (ГОСТ 9965-76) и другие, а также их смеси.
В качестве дисперсной добавки могут быть использованы, например:
- глинопорошок для буровых растворов по ТУ 39-0147001-105-93;
- концентрат баритовый по ГОСТ 4682-84;
- мука известняковая (доломитовая) по ГОСТ 14050-93;
- химически модифицированный кремнезем «Полисил» по ТУ 2169-001-49364794-99;
- модифицированный дисперсный кремнезем «Кварц» по ТУ 2458-001-50618596-2009;
- аэросил по ГОСТ 14922-77;
- биокремнезем по ТУ 5716-013-25310144-2008;
- мел природный обогащенный по ГОСТ 12085-88;
- мел природный технический дисперсный по ТУ 21-020350-06-92;
- мел сыромолотый по ТУ 5743-001-25745876-95;
- мел молотый по ГОСТ 12085-88;
- мел технический дисперсный по ТУ 21-020350-06-92;
- мел природный дисперсный по ТУ 21-020350-06-92;
- мел молотый высокодисперсный по ТУ 5473-010-05307944-2002;
- мел химически осажденный по ГОСТ 8253-79;
- утяжелитель карбонатный порошкообразный по ТУ 5743-034-00204872-2002;
- диатомит по ТУ 5761-001-25310144-99;
- баритовый концентрат по ГОСТ 4682-84;
- доломитовая мука по ГОСТ 14050-93;
- сера гранулированная по ТУ 2112-096-31323949-2003;
- сера техническая по ГОСТ 127.1-93;
- сера молотая для резиновых изделий и каучуков по ГОСТ 127.4-93;
- сера молотая для сельского хозяйства по ГОСТ 127.5-93;
- кремнийорганическая жидкость «Силор» по ТУ 2229-052-05766764-2003;
- кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» -по ТУ 2458-530-05763441-2009 с изм. 1;
- гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 - по ТУ 6-02-696;
- водоизоляционный кремнийорганический продукт 119-296И - по ТУ 2229-519-05763441-2009 с изм. 1;
- воднорастворимый тампонажный однокомпонентный кремнийорганический состав (реагент ВТОКС) по ТУ 6-02-1-045-94 с изм. 1;
- углерод технический для производства резины по ГОСТ 7885-86;
- углерод технический по ASTM D1765;
- сажа белая по ГОСТ 18307-78;
- древесная мука по ГОСТ 16361-87; и другие, а также их смеси.
В качестве воды используют воду от пресной до высокоминерализованной с содержанием солей 1200 кг/м3.
В предлагаемом способе в углеводородный раствор ПАВ вводят дисперсную добавку в количестве 0,5-60 масс.% и проводят последовательную закачку смеси углеводородного раствора ПАВ с дисперсной добавкой и воды. Закачку ведут циклически, с числом циклов 1-10, после чего проводят выдержку в течение 3-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию.
Компонентный состав смеси углеводородных растворов ПАВ (УР ПАВ) и дисперсной добавки в предлагаемом способе и физико-химические свойства эмульсий, образующихся при их смешении с водой (скорость образования, вязкость и стабильность), приведены в таблице 1 (образцы составов №1-12). Здесь же приведены физико-химические свойства прототипа (№13). Как видно из данных таблицы 1, композиции ПАВ с дисперсной добавкой в углеводородном растворителе по предлагаемому способу имеют большие значения вязкостей и большую стабильность в отличие от прототипа.
Оценку эффективности предлагаемого и известного способов проводят в лабораторных условиях по изменению проницаемости пропластков и приросту коэффициента нефтевытеснения (таблица 2). Исследования проводят на моделях неоднородного по проницаемости пласта с двумя гидродинамически несвязанными участками высоко- и низкопроницаемых пропластков. Последние представляют собой трубки длиной 0,5 м и диаметром 0,032 м, заполненные молотым карбонатным или терригенным керном и присоединенные к одному напорному контейнеру. Вначале через модель прокачивают пластовую воду, затем модель насыщают нефтью, которую вытесняют водой до достижения 98-100% обводненности по высокопроницаемому пропластку. Остаточная нефтенасыщенность модели малой проницаемости находится в пределах 43-60%. Далее вводят последовательно оторочки смеси углеводородного раствора ПАВ с дисперсной добавкой и воды. Их закачку проводят циклически. Затем фильтрацию прекращают и проводят выдержку в течение 3-48 часов и определяют прирост коэффициента нефтеизвлечения заводнением.
В таблице 2 приведены величины проницаемостей высокопроницаемого (ВПП) и низкопроницаемого пропластков (НПП), и прирост коэффициента нефтеизвлечения по предлагаемому способу и прототипу.
Приводим примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1
К 2 г синтетического сульфоната и неонола АФ9-8 добавляют 48 г растворителя - нефраса АР 120/200, затем при перемешивании добавляют 0,5 г дисперсной добавки - аэросила. Смесь перемешивают и закачивают в модель обводненного нефтяного пласта в количестве 20% от объема пор, после чего закачивают воду в количестве 45% от объема пор. Далее проводят выдержку в течение 6 часов и продолжают закачку воды (моделирование заводнения).
Примеры №2-7 выполняют аналогично примеру №1, изменяя состав УР ПАВ с дисперсной добавкой, число циклов, а также время выдержки.
Пример 13 (прототип)
Анализ данных таблицы 2 показывает, что предлагаемый способ является более эффективным по сравнению с прототипом, о чем свидетельствуют более высокие значения изменения проницаемости и прироста коэффициента нефтевытеснения.
Предлагаемый способ является высокоэффективным, поскольку позволяет обеспечить качественную блокировку обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости формирования и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности.
Как следует из таблицы 2, при использовании заявляемого способа проницаемость высокопроницаемого пропластка (ВПП) существенно снижается, так что она даже становится ниже проницаемости низкопроницаемого пропластка. Это свидетельствует о качественной блокировке обводненных зон нефтяного пласта, причем изменения проницаемостей значительно выше, чем у прототипа. Прирост коэффициента нефтевытеснения по предлагаемому способу выше по сравнению с прототипом. Таким образом, предлагаемый способ является высокоэффективным и позволяет обеспечить качественную блокировку обводненных нефтяных скважин за счет выской скорости формирования и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности.
при
приготовлении эмульсий,
кг/м3
* - указано объемное соотношение растворителей в смеси
Примечание: ВПП* - высокопроницаемый пропласток;
НПП* - низкопроницаемый пропласток
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2012 |
|
RU2501943C2 |
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА ИЛИ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ | 1997 |
|
RU2120030C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И/ИЛИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА | 2007 |
|
RU2327728C1 |
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1990 |
|
RU2068952C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2009 |
|
RU2394155C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2005 |
|
RU2291959C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ | 2011 |
|
RU2487234C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1997 |
|
RU2119048C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2002 |
|
RU2232878C2 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2005 |
|
RU2289686C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт. Технический результат - повышение качества блокировки обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности в условиях повышенных температур. Способ включает последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды. Перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 10,5-60 мас.%. Закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 2-10. После этого проводят выдержку в течение 24,5-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию. В качестве углеводородного раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ или смеси неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ типа нефтяных или синтетических сульфонатов. В качестве дисперсной добавки используют дисперсную добавку типа кремнийсодержащего вещества или дисперсную добавку карбонатов типа баритов, или углерод, или серу, или их смеси. 1 пр., 2 табл.
Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающий последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды, отличающийся тем, что перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 10,5-60 мас.%, закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 2-10, после чего проводят выдержку в течение 24,5-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию, причем в качестве углеводородного раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ или смеси неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ типа нефтяных или синтетических сульфонатов, а в качестве дисперсной добавки используют дисперсную добавку типа кремнийсодержащего вещества или дисперсную добавку карбонатов типа баритов, или углерод, или серу, или их смеси.
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА ИЛИ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ | 1997 |
|
RU2120030C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНАХ | 2003 |
|
RU2249670C2 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2010 |
|
RU2446270C1 |
Авторы
Даты
2015-11-27—Публикация
2012-10-25—Подача