СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
COMPOSITION FOR PROCESSING BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE

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.
7
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, МПК Е21В 43/27, опубл. 20.06.2000 г.).
Недостатком этого состава является низкая эффективность обработки фациально-неоднородных пластов на поздней стадии разработки.
6
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, МПК 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
1
3
7
В вариантах выполнения состава он дополнительно содержит низшие одноатомные алифатические спирты (С-С) и/или гликоли (до С), при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Галоидоводородная кислота
5,0-80,0
Капролактам и/или его производные
0,5-35,0
Низшие одноатомные алифатические
спирты (С<sub>1</sub>-С<sub>3</sub>) и/или гликоли (до С<sub>7</sub>)
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 (C<sub>1</sub>-С<sub>3</sub>) и/или гликоли (до С<sub>7</sub>)
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.
9
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 АФ-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.
1
3
7
В качестве низших одноатомных алифатических спиртов (C-С) и гликолей (до C) 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.
1
3
7
Низшие одноатомные алифатические спирты (C-С) и/или гликоли (до C) 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.
3
Объем закачиваемого состава составляет 1,0-5,0 м 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).
1
2
1
Исследования по связанной (T) и свободной (Т) воде импульсным методом ЯМР проводили на отечественных релаксометрах серии ЯМР-002 (расчет релаксационных параметров осуществлялся по программе фирмы Bruker. Для измерения времени Т 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).
в
н
Определение фильтрационного сопротивления пласта проводили следующим образом. Модель пласта насыщают водой, при этом определяют ее проницаемость по воде (К). Затем проводят вытеснение воды из модели пласта нефтью, при этом определяют ее проницаемость по нефти (К). 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
1(в,н)
2(в,н)
(в)
(н)
(1)
(2)
2
где К и К - проницаемость модели пласта по воде  и нефти  до  и после  закачки состава, мкм.
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
Галоидоводородная кислота
Капролактам и/или его производные
Низшие одноатомные алифатические спирты (C<sub>1</sub>-C<sub>3</sub>) и/или гликоли (до C<sub>7</sub>)
Органофосфонат
Поверхностно-активное вещество
Вода
До обработки(Т<sub>2</sub>/Т<sub>1</sub>)
После обработки(T<sub>2</sub>/T<sub>1</sub>)
%
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, мкм<sup>2</sup>
Q, % - снижение фильтрационного сопротивления
до обработки
после обработки
K<sub>1B</sub>
K<sub>1H</sub>
К<sub>2В</sub>
К<sub>2Н</sub>
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
<sup>*)</sup> - осредненные показатели по 26 составам