СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
TREATMENT METHOD OF BOTTOM-HOLE OIL FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи.
Известен способ обработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт углеводородного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и кислотного состава (Патент РФ№2119048, E21B 43/27, опубл. 1998 г.). В качестве ПАВ используют оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 3-5 (Неонол АФ9-4 или АФ9-5) и/или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов (синтанол АЛМ-3). В качестве кислотного состава используют композицию ДН-9010-водный раствор соляной кислоты, сульфитного щелока, ПАВ, и растворителя, или СНПХ-9010-водный раствор лигносульфоната, растворителя, ПАВ и соляной кислоты, или водный раствор соляной и плавиковой кислот, растворителя, ПАВ и неорганических солей, или соляную кислоту, или смесь соляной и плавиковой кислот. Данный способ недостаточно эффективен, поскольку блокирующие свойства эмульсии, образующейся в пласте при взаимодействии используемого по патенту углеводородного раствора ПАВ с водами, обводняющими скважину, недостаточно высоки. Кроме того, используемые ПАВ на основе первичных жирных спиртов являются дорогими и дефицитными продуктами, а кислотный состав (СНПХ-9010 или ДН-9010) отличается многокомпонентностью и высокой стоимостью.
Известен способ кислотной обработки нефтяного пласта, включающий закачку гидрофобной эмульсии и кислотного раствора (Авт. свид. СССР №898047, МКИ E21B 43/22, 1982 г.). Гидрофобная эмульсия содержит нефть, пластовую воду или соляную кислоту и эмульгатор ЭС-2 или эмультал-2. В качестве кислотного раствора используют 10% соляную кислоту. Недостатками известного способа являются: необходимость применять специальные смесительные устройства для приготовления гидрофобной эмульсии, что усложняет и удорожает технологический процесс обработки нефтяного пласта; недостаточное закупоривание водонасыщенных интервалов эмульсией; невысокая технологическая эффективность.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий последовательную закачку блокирующего агента - нефти с установок подготовки нефти, маслорастворимого ПАВ в углеводороде в смеси с минерализованной водой или водный раствор полиакриламида, и кислотной композиции, содержащей неионогенное ПАВ, соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот, воду, водометанольную фракцию и технический лигносульфонат (патент РФ №2291959, МПК E21B 43/22, C09K 8/60, 2007 г.). Известный способ недостаточно эффективен в связи с низкими блокирующими свойствами используемых составов, является сложным при реализации вследствие повышенной вязкости закачиваемых блокирующих составов, низкотехнологичным в связи с их недостаточно низкими температурами застывания (замерзания) и не применим для скважин с высокой обводненностью извлекаемой продукции (выше 50-60%). Кроме того, используемый в способе кислотный состав является многокомпонентным и дорогостоящим, что усложняет реализацию способа.
Задачей настоящего изобретения является разработка высокотехнологичного и эффективного способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющего осуществить длительную качественную блокировку высокообводненных нефтяных скважин, обеспечивающего проникновение закачиваемого в последующем кислотосодержащего реагента в низкопроницаемые пропластки, ранее не охваченные воздействием.
Поставленная задача решается так, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку раствора поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, в качестве раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор неиногенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами (АПАВ), который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой.
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 а углеводородных сме-севых 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;
- 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 СМДУ-2 по ТУ 38.101545-75, НГЛ-205;
- 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 диалкилбензолсульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 390 по ТУ 6-01-1612839-34-90, ТУ 2481-037-04689375-95.
В качестве углеводородного растворителя 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, тяжелых 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 (ЖФП) фракции 35-230°C и 35-270°C по ТУ 38.402-62-144-93 - смесь непредельных, нафтеновых, ароматических углеводородов;
- жидкие продукты пиролиза (ЖФП), 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 процессах нефте- и сланцепереработки;
- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию (ТФ) по ТУ 38.103579-85;
- 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 (ФШЛУ) по ТУ 38.101524-93;
- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89 - отход производства этилена;
- растворитель парафинов нефтяной (РПН) по ТУ 0251-06200151638-2006;
- нефть (ГОСТ 9965-76) и другие, а также их смеси.
В качестве кислотосодержащего реагента (КР) могут быть использованы, например, соляная кислота по ТУ 38-103141-78, или кислота соляная ингибированная по ТУ 2122-131-05807960-97, или смесь ингибированной соляной и фтористоводородной кислот (глинокислота) по ТУ 6-01-14-78-91, или солянокислотная композиция (СКК) марки HCL МЛ или HCL НЛ по ТУ 2458-170-83459339-2008), или глино-кислотная композиция марки ГК МЛ и ГК НЛ (ТУ 2458-171 и др.).
Углеводородный раствор ПАВ готовят смешением компонентов до получения однородного раствора в заводских условиях или непосредственно на промысле. Углеводородный раствор ПАВ стабилен при температурах от -50°C до +30°C в течение длительного времени, имеет низкую температуру застывания минус 60°C - минус 45°.
Компонентный состав углеводородных растворов ПАВ (УР ПАВ) в предлагаемом способе и физико-химические свойства эмульсий, образующихся при их смешении с водой - стабильность, вязкость приведены в таблице 1 (образцы составов №1-10). Здесь же приведены физико-химические свойства прототипа (образцы №11а, б, в). Как видно из данных таблицы 1, композиции ПАВ в углеводородном растворителе по предлагаемому способу являются технологичными, имеют низкие значения вязкости, а эмульсии, образующиеся при смешении УРПАВ с водой, имеют высокие значения вязкости и являются стабильными, в отличие от прототипа.
Оценку эффективности предлагаемого и известного способов проводят в лабораторных условиях по изменению проницаемости пропластков и по приросту коэффициента нефтевытеснения (табл.2). Исследования проводят на моделях неоднородного по проницаемости пласта с двумя гидродинамически не связанными 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 оторочку углеводородного раствора ПАВ, после чего прокачивают воду. Затем проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его водой.
В таблице 2 приведены данные по измененению проницаемости пропластков и прирост коэффициента нефтевытеснения после обработки моделей по заявленному и известному способам.
Приводим примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1.
К 5,4 г ПАВ марки С-150 добавляют 8,7 г неонола АФ9-6, затем при перемешивании добавляют 85,9 г смеси абсорбента и абсорбента Н (взятых в объемном соотношении 1:2).
В модель заводненного нефтяного пласта закачивают УРПАВ (состав №1 из табл.1) в количестве 20% от объема пор, затем закачивают воду в количестве 40% от объема пор, после чего проводят выдержку в течение 1 часа. Затем закачивают 15% ингибированную соляную кислоту в количестве 5% порового объема, после чего проталкивают его водой.
Примеры 2-3 выполняют аналогично примеру 1, изменяя количество, тип реагентов и время выдержки.
Пример 4 - (прототип) - образец №11а из таблицы 1.
Результаты проведения испытаний заявляемого способа и известного (прототипа) представлены в таблице 2.
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 высокотехнологичным, поскольку основан на использовании углеводородного раствора ПАВ с низкими значениями температуры застывания и вязкости. Способ позволяет получить стабильные эмульсии с высокой вязкостью, обеспечивающие качественную блокировку обводненных участков нефтяных скважин. Поскольку указанные эмульсии образуются при взаимодействии композиций ПАВ с водой непосредственно в пласте, не требуется применять специальное дополнительное оборудование для получения эмульсий, в отличие от прототипа, что обеспечивает удешевление процесса.
Таким образом, заявляемый способ позволяет осуществить длительную качественную блокировку высокообводненных пропластков нефтяных скважин и проникновение закачиваемого в последующем кислотосодержащего реагента в низкопроницаемые пропластки, ранее не охваченные воздействием.