Состав для проведения электрогидравлического воздействия на призабойную зону нефтяного пласта Советский патент 1996 года по МПК E21B43/25 

00 1-I тг Г ГО

ю

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям для обработки призабойной зоны пласта с применением электрогидравлических устройств. Состав содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас.ч.%: дистиллят - 15 - 30; этилбензольная фракция 30 - 40; кубовые остатки производства бутиловых спиртов 30 - 40; катионактивное поверхностно-активное вещество 5 - 10. Состав готовят смешиванием углеводородных растворителей и кубовых остатков производства бутиловых спиртов и растворением в смеси катионактивного поверхностно-активного вещества. Использование состава позволяет в 3 - 4 раза увеличить глубину обработки пласта ив 1,5 - 2 раза повысить эффект отмыва гидрофильной водной пленки и гидрофобизировать фильтрационные каналы, на 40 - 50% увеличить степень отмыва органических отложений с поверхности породы. 1 ил., 2 табл. i« OS W 1 4йь B3C1 ОС

Р

со

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям для проведения обработки призабойной зоны продуктивного пласта с применением забойных электрогидравлических устройств (ЭГУ).

Цель изобретения - повышение эффективности обработки призабойной зоны пла- -ста (ИЗГТ)за счют дополнительного физико им ческогд воздействия состава. v Дря.этбго всЬ ставдля проведения элек- трогидра,влич.еского воздействия на ПЗП, включающий угл е водородную жидкость и ПАВ, дополнительно вводят смачиватель - кубовые остатки производства бутиловых спиртов (КОПБС) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: дистиллят 15-30, этилбензольная фракция 30-40, катионак- тивный ПАВ 5-10, КО ПБС 30-40.

На чертеже показана схема лабораторного стенда, имитирующего ПЗП, на котором проведены эксперименты по испытанию и определению эффективности предлагаемого состава.

Дистиллят является широкой фракцией легких углеводородов с числом углеродных атомов 3-6 с содержанием ароматических углеводородов до 8,5% - побочный продукт установок по подготовке нефти. Это легкоподвижная бесцветная жидкость с плотностью 700-725 кг/м , температурным интервалом кипения 48-162°С, температурой вспышки 5-12°С. Обладает высокими растворяющими свойствами по отношению к органическим отложениям в скважинах. Этилбензольная фракция (ЭБФ) является отходом производства изопропилбензола и представляет собой смесь алкилзамещен- ных ароматических углеводородов, прозрачная жидкость с температурой вспышки 24°С. Имеет плотность 875 кг/м3. Хороший растворитель органических отложений в скважинах

Кубовые остатки производства бутиловых спиртов - легковоспламеняющаяся жидкость темно-коричневого цвета с температурой вспышки 38°С, плотностью 890 кг/м - являются отходом ректификации высших спиртов

В качестве катионактивных ПАВ используют реагенты ЭС-2. эмультол, АБДМ- хлорид, нефтехим,пенозолин и др. Реагент ЭС-2 представляет собой углеводородный раствор алкилоямидов, с плотностью 950 кг/м и является эмульгатором - стабилизатором. Эмульгал - эмульгатор применяемый в буровых растворах, смесь сложных эфиров олеинонои. смоляных кислот и мио0

5

0

5

0

5

0

5

0

5

гоатомного спирта. Маслянистая жидкость, хорошо растворимая в углеводородах.

АБДМ-хлорид - четвертичная аммониевая соль, хорошо растворяется в углеводородах, применяется в буровых растворах в качестве тиксотропного агента.

Нефтехим - эмульгатор-стабилизатор, продукт реакции легкого таллового масла с полиэтиленполиамином. Пензолин -эмульга- тор-гидрофобизатор, используемый в буровых растворах, продукт циклоконденсации синтетических жирных кислот фракции Ciy- €20 и полиэтиленполиамина, представляет собой смесь имидозолинов с амино-амидами. Густая жидкость желто-коричневого цвета, поверхностное натяжение - 4 мН/м, критическая концентрация мицеллообразования 0,125%.

Состав готовят смешиванием углеводородных компонентов в заданном соотношении с последующим растворением в смеси заданного количества ПАВ.

Механизм процессов, происходящих в ПЗП в период проведения электровзрывов в данном составе, следующий.

Состав не изменяет ударно-энергетических показателей самого Э ГУ-генератора электровзрывов, таких как давление на фронте ударной волны, максимальный импульс мощности и др. При электрическом взрыве в жидкости давление и температура

7

увеличиваются, соответственно, до 3-6 х 10 МПаи5-10х 103 К втечение долей секунды, а скорость возмущения в жидкости достигает 3-6 х 10 м/с. В результате каналов разряда генерируются ударная волна, пульсирующая послеразрядная парогазовая полость, импульсные электромагнитные поля. Это одновременно воздействует на окружающую жидкую среду и на призабой- ную зону пласта. В момент проведения каждого электровзрыва обрабатывающий состав внедряется в пласт за счет существующего перепада давления и локального мощного повышения давления в зоне разряда. В то же время глубина проникновения состава существенно возрастает за счет присутствия в составе смачивателя - КОПБС, концентрация которого обеспечивает максимальную проникающую фильтрационную способность углеводородного состава в самых плотных пористых материалах за счет резкого снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз жидкость - твердое тело (стенки фильтрационных каналов). Параллельно происхолт процессы растворения, огмыва и диспергирования органических асфальтоносмолопя

рафиновых загрязняющих отложений в полости фильтрационных каналов. Эту функцию выполняют высокоэффективные углеводородные растворители - дистиллят и ЭБФ. Эффект возрастает за счет наличия в составе катионактивного ПАВ. В то же время главная функция этого агента заключается в отмыве гидрофильной водой пленки со стенок фильтрационных каналов и их гидро- фобизации. Процесс усиливает смачиватель КОПБС. Совокупность всех происходящих электрических и физико-химических процессов позволяет получать положительный конечный эффект.

Проявление синергизма процессов физико-химического и импульсного электровзрывного воздействия на ПЗП объясняется спецификой взаимодействия углеводородного раствора высокоактивных ПАВ и смачивателя, взятых в определенных соотношениях, с электровзрывным процессом пульсирующего характера. Структурные изменения состава связаны прежде всего с возможностью протекания химических реакций под воздействием мощных электрических разрядов и выходом жидких и газообразных веществ с повышенными поверхностно-активными и обрабатывающими свойствами, и эти процессы протекают только при определенных соотношениях исходных компонентов первичного обрабатывающего состава.

Пример приготовления состава. Готовят состав, содержащий: 15 мас.% дистиллята, 40 мас.% ЭБФ, 40 мас.% КОПБС и 5 мас.% катионактивного ПАВ. В емкость помещают 15 кг дистиллята. 40 кг ЭБФ и 40 кг КОПБС. Ингредиенты перемешивают и вводят в смесь 5 кг эмультала. Содержимое емкости перемешивают до получения однорядного раствора.

Состав испытывают на лабораторном стенде (см. чертеж).

Стенд выполнен из трубы-контейнера 1, имитирующего обсадную колонну, к нижней части которой последовательно снизу вверх приварены короткие патрубки 2, снабженные вентилями и фланцами, для подсоединения моделей пласта 3. Последние представляют собой трубки из нержавеющей стали, набиваемые кварцевым песком. Контейнер 1 в верхней части имеет люк для спуска ЭВУ 4 и залива жидкости 5, а также герметизирующее устройство 6. Для моделирования гидростатического давл°- ния в скважине и обеспечения фильтрации жидкости через модели е контейнере создают давление с помощью батлона 7 со сжа10

15

0

5

0

5

0

5

0

5

тым воздухом. На выходе модотои пллутл создают противодавление для регулирэва ния фильтрации жидкости Длина моделей 200 см (при последовательном соединении - 400 см), первоначальная их проницае мость по нефти составляет 0,361-0,427 мкм .

Эксперименты на стенде выполняют в трех вариантах:

вариант 1 - испытание ЭГВ в среде 0,95%-ного раствора ОП-10 в керосине (прототип);

вариант 2 - испытание физико-химического воздействия углеводородного раствора ПАВ без ЭГВ (данный состав);

и вариант 3 - испытание данного состава для ЭГВ. В опытах применяют следующую рецептуру состава, мас.%: дистиллят - 27; ЭБФ-33, КОБС - 34, катионоактивное ПАВ - 6. Основными контролируемыми параметрами, характеризующие эффективности ОПЗ пласта, были: глубина проникновения обрабатывающего состава и динамика (восстановление) проницаемости по нефти. Для этого модели пласта предварительно насыщали водой и вносили в них органические смолопарафиновые отложения, что резко снижало проницаемость их по нефти. В параллельных сопоставимых опытах перепады давления и проницаемости моделей пласта были близки, а режимы ЭГВ и их рабочие параметры постоянные, Результаты испытания представлены в табл.1,

Оптимальный состав обрабатывающей жидкости обосновывают результаты обработки моделей с применением ЭГВ. В опытах фиксируют глубину проникновения жидкости и восстановление проницаемости по нефти при ЭГВ в среде различных рецептур углеводородного состава. Результаты представлены в табл. 2.

Результаты экспериментов показывают, что увеличение концентрации катионо- активного ПАВ более 10 мае % не увеличивает эффективность обработки. При концентрации менее 5 мае % происходит уменьшение эффекта отмыва пленки воды, а этосказывается на восстановлении проницаемости. Уменьшение концентрации углеводородных растворителей приводит к снижению растворяющей способности состава, а при их концентрации болс-э 60-70 мас.% приводит к уменьшению эффектив ности состава вследствие снижения объемной доли смачивателя и ПАВ. Концентрация смачивателя более 40 мас.% не приводит к увеличению эффективности состава т к избыточное количество КОПБС выпадает в осадок из-за перенасыщения раствора. При его концентрации менее 30 мас.% снижается глубина проникновения состава в модели Таким образом, обрабатывающая жидкость имеет следующий оптимальный состав, мас.%: дистиллят 15-30, ЭБФ 30- 40, КОБС 30-40, катионозктивный ПАВ 5- 10.

Состав испытан на нефтяной скважине. Эксплуатируемый продуктивный объект представлен низкопроницаемыми алеврои- тами. Обрабатывающий состав, мас.%: дистиллят - 22, ЭБФ - 35, КОПБС - 36, АБДМ-хлорид - 7 в объеме 25 м3 закачали в скважину, при этом скважинную жидкость полностью заменили на углеводородный раствор ПАВ в объеме всей скважины. Затем произвели спуск ЭГУ в скважину на канате в интервал перфорации 1674-1678 м. При испытаниях использовали ЭГУ, выпускаемое промышленностью. При равномерном перемещении ЭГУ в скважине против продуктивного пласта за 3.5 ч произвели

Результаты сравнительных опытов на стенде с моделями пласта

0

5

0

5

обработку ПЗП в среде углеводородного раствора ПАВ. После этого ЭГУ было поднято из скважины, которая была оставлена на реагирование на 12 ч. Основное техническое время на закачку обрабатывающего состава и производство ЭГВ заняло 5 ч.

После выхода скважины на режим были сделаны контрольные замеры дебита и обводненности продукции. До обработки пласта дебит по нефти составлял 0,9 м3/сут, обводненность продукции была 69%. После обработки с применением ЭГВ в среде данного состава дебит нефти составил 13.1 м3/сут, обводненность продукции снизилась до 31%.

Использование данного состава позволяет в 3-4 раза увеличить глубину обработки пласта и в 1,5-2 раза повысить эффект отмы- ва гидрофильной водной пленки и гидрофо- бизировать фильтрационные каналы. Физико-химическая активность состава по отношению к загрязняющим органическим отложениям на 40-50% выше, чем у известных составов.

Таблица 1

Таблица 2

Результаты экспериментов по обоснованию оптимальной рецептуры обрабатывающей

жидкости