состав для обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий высокомолекулярный сополимер этилена с винилацетатом со степенью полимеризации 7000-10000 в органическом растворителе, отличающийся тем, что дополнительно содержит низкомолекулярный полимер с молекулярной массой не более 5000 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

указанный сополимер	0,05-10,0
указанный полимер	0,05-10,0
органический растворитель	остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны добывающей нефтяной скважины, характеризующейся наличием низко- и высокопроницаемых пропластков.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий гидрофобный порошок, сополимер этилена с винилацетатом и органический растворитель (см. Патент РФ №2244810, МКИ Е21В 43/22, публ. 2005 г.).

Недостатком известного состава является его невысокая эффективность в неоднородных пластах.

Известен состав для интенсификации добычи нефти, представляющий собой раствор кубового остатка производства сантохина в органическом растворителе 0,1-10,0%-ной концентрации (см. Патент РФ №2199655, МКИ Е21В 43/22, публ. 2003 г.).

Известный состав недостаточно эффективен при обработке призабойной зоны добывающих скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав, содержащий сополимер этилена с винилацетатом в углеводородном растворителе 0,05-2,0%-ной концентрации, предназначенный для обработки призабойной зоны скважины (см. Патент РФ №2244818, МКИ Е21В 43/32, публ. 2005 г.).

Недостатками использования указанного состава являются относительно невысокая эффективность увеличения радиуса обработки призабойной зоны пласта, характеризующегося наличием пропластков низкой проницаемости, и, как следствие, низкая эффективность по увеличению дебита добывающих скважин.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка состава для обработки призабойной зоны пласта с повышенными адгезионными свойствами, который интенсифицирует нефтеизвлечение за счет увеличения глубины проникновения (эффективного радиуса обработки призабойной зоны пласта) состава в пласт, приведет к снижению попутно добываемой воды, увеличит срок межремонтных мероприятий для эксплуатационных скважин.

Поставленная задача решается разработкой состава для обработки призабойной зоны пласта, содержащего высокомолекулярный сополимер этилена с винилацетатом со степенью полимеризации 7000-10000 в органическом растворителе, который дополнительно содержит низкомолекулярный полимер с молекулярной массой не более 5000 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный сополимер	0,05-10,0
Указанный полимер	0,05-10,0
Органический растворитель	остальное

Сополимер этилена с винилацетатом представляет собой высокомолекулярное соединение общей формулы [-СН₂-СН₂ -С(СН₃СОО)Н-СН₂-] _n, где n=7000-10000, с молекулярной массой 800-1150 тыс., относящееся к полиолефинам, и может быть разных марок. Он обладает повышенной адгезией к различным материалам, ТУ 6-05-1636-97 с изв. №2 от 01.04.2002 г.

В качестве низкомолекулярного полимера можно использовать, например:

- полимер общей формулы [-СН₂-СН₂ -]_n с молекулярной массой 1000-5000 по ТУ 2221-060-00203521-2002, являющийся отходом производства полиэтилена высокого давления (ОППВД),

- полимер общей формулы [-СН ₂-СН₂-С(СН₃ СОО)Н-СН₂-]_n, где n=2-300, по ТУ 1121-00203521-002-93, являющийся отходом производства сэвилена высокого давления (ОПСВД),

- блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена с молекулярной массой 4200 по ТУ 2226-039-05766801-2000 (БОЭ и ОП).

Для приготовления состава в качестве органического растворителя берут, например:

- этилбензольную фракцию (ЭБФ) по ГОСТ 9385-77,

- бензин по ГОСТ 2084-77,

- нефрас по ГОСТ 26377-84,

- дизельное топливо (ДТ) по ГОСТ 305-82,

- гексановую фракцию (ГФ) по ТУ 38.10381-83.

Для приготовления заявляемого состава в колбу емкостью 250 мл загружают навеску сополимера этилена с винилацетатом в количестве 0,05 г и навеску отхода производства полиэтилена высокого давления в количестве 0,05 г, далее приливают 99,9 г органического растворителя - этилбензольную фракцию, нагревают содержимое колбы до 55-60°С и перемешивают до полного растворения реагентов (см. таблицу 1, пример 1).

Готовый состав представляет собой на внешний вид маловязкую прозрачную жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. В случае хранения температуру поддерживают в пределах 10÷50°С, срок хранения не ограничен.

Оценку эффективности состава проводят в лабораторных условиях по значению краевого угла смачивания и значения высоты поднятия уровня воды в капилляре, а также по кратности изменения проницаемости в водо- и нефтенасыщенных моделях после обработки их предлагаемым составом.

Для определения краевого угла смачивания каплю дистиллированной воды объемом 7,5 мкл помещают на поверхность кварцевого стекла с помощью шприца-дозатора. Стеклянную подложку размером 25×75 предварительно обрабатывают заявляемым составом и помещают в сушильный шкаф до полного высыхания. Далее контур капли проектируют на экран с помощью прибора и определяют краевой угол смачивания.

Исследования проводят с использованием составов, содержащих различные низкомолекулярные полимеры, органические растворители при разном соотношении компонентов (см. таблицу 1, графа 5).

Из полученных данных видно, что применение заявляемого состава позволит повысить значение краевого угла смачивания по сравнению с применением прототипа.

Для определения действия капиллярных сил и степени адсорбции предлагаемого состава определяют значения высоты поднятия уровня воды в капилляре. Для этого 10 грамм кварцевого песка фракции 0,140÷0,315 мм пропитывают 2 граммами предлагаемого состава и помещают в сушильный шкаф до полного высыхания. Обработанный и высушенный кварцевый песок помещают с помощью воронки в стеклянную трубочку с внутренним диаметром 5 мм, на нижнем конце которой установлена сетка-башмачок. Высота слоя песка в трубочке должна составлять 160 мм. Пористую среду уплотняют легким постукиванием равномерно по всей длине трубочки в течение одной минуты, добиваясь уплотнения кварцевого песка до постоянного объема. В колбу Эйленмейера заливают 100 мм дистиллированной воды. Производят погружение конца стеклянной трубочки в дистиллированную воду на глубину 20 мм и фиксируют в данном положении с помощью резиновой пробки, имеющей отверстие, диаметр которого соответствует внешнему диаметру стеклянной трубочки. Засекают время погружения.

Таблица 1
№№ п/п	Содержание компонентов в составе, мас.%			Значения краевого угла смачивания, град.	Значения высоты поднятия уровня воды в капилляре, см
	сополимер этилена с винилацетатом	низкомолекулярный полимер	органический растворитель
1	2	3	4	5	6
1.	0,05	ОППВД*	ЭБФ	97	0
2.	1,00	0,05	99,90
		1,00	бензин	92	0,5
3.	10,0		98,0
		0,05	нефрас	97	0
4.	0,05		89,95
		ОПСВД**	ДТ	95	0,5
5.	0,50	0,05	99,90
		5,00	ЭБФ	90	1,2
6.	10,0		94,50
		10,0	бензин	82	1,4
7.	5,00		85,0
		БОЭ и ОП***	ЭБФ	89	1,4
8.	10,0	0,05	94,95
		0,05	нефрас	96	0,5
9.	0,05		89,95
		10,0	ГФ	83	1,4
10.	2,0		89,95
		-	ДТ	73	1,5
прототип			98,0
Примечание:
* - отход производства полиэтилена высокого давления,
** - отход производства сэвилена высокого давления,
*** - блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена.

Эксперимент проводят в течение пяти часов и сопровождают замерами высоты поднятия уровня воды через 1, 3, 5, 10 мин после погружения и далее через каждые 30 минут. Полученные результаты обрабатывают и анализируют, строят графики кинетики впитывания.

Аналогично проводят другие эксперименты, результаты которых представлены в таблице 1, графа 6.

Из полученных данных видно, что применение заявляемого состава позволит снизить высоту поднятия уровня воды по сравнению с применением прототипа.

Однако при переходе к промышленным испытаниям необходимо дополнительно учитывать сложные геолого-физические условия (неоднородность участков с различной степенью нефтенасыщенности и обводненности), степень десорбции предлагаемого состава с породы, факт снижения концентрации состава и возможного гидрофилизирующего действия, которое может привести к отрицательному результату. Поэтому проводят ряд экспериментов по определению изменения фазовой проницаемости по воде и нефти до и после обработки предлагаемым составом на моделях пласта с различными фильтрационными характеристиками, производят расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки составом по закону Дарси, рассчитывают кратность увеличения проницаемости для нефти и уменьшения для воды.

Для создания модели пласта берут стеклянную трубку с внутренним диаметром 15 мм, заполняют навеской сухого кварцевого песка заданного гранулометрического состава (фракции 0,050÷0,140 и 0,140÷0,315 мм) массой 84,7 г с дальнейшим уплотнением пористой среды до постоянного объема легким постукиванием. Высота насыпного слоя песка должна составлять 250 мм. Для создания «начально-водонасыщенной» модели через сухой песок профильтровывают 20 мл (один поровый объем) воды. Для создания «начально-нефтенасыщенной» модели через трубку профильтровывают один поровый объем нефти. Далее модели обрабатывают предлагаемым составом и выдерживают в течение 24 часов. Далее для определения фазовой проницаемости модели пласта замеряют время прохождения каждых 20 мл (один поровый объем) воды или нефти в зависимости от типа модели через пласт. Эксперименты проводят при остаточном давлении 10 мм рт.ст.

Результаты экспериментов приведены в таблице 2.

Таблица 2
№№ п/п	Составы из таблицы 1	Тип модели, соотношение фракций I*: II**	Фазовая проницаемость до обработки,D	Фазовая проницаемость после обработки, D	Кратность изменения проницаемости
					уменьшение по воде	увеличение по нефти
		Нефтенасыщенная
1	1	1:9	0,58	0,64	-	1,11
2	4	1:4	0,45	0,48	-	1,07
3	8	1:2	0,34	0,36	-	1,05
4	9	1:1	0,19	0,23	-	1,04
5	10 (прототип)	1:9	0,56	0,58	-	1,03
		Водонасыщенная
6	1	1:9	3,15	2,48	1,27	-
7	2	1:4	2,05	1,67	1,23	-
8	6	1:2	1,52	1,28	1,19	-
9	8	1:1	1,05	0,90	1,17	-
10	10 (прототип)	1:9	3,08	2,68	1,15	-
Примечание:
* - фракция кварцевого песка гранулометрического состава 0,050÷0,140 мм,
** - фракция кварцевого песка гранулометрического состава 0,140÷0,315 мм.

Пример 1. В нефтенасыщенную модель пласта закачивают состав, содержащий 0,05 г сополимера этилена с винилацетатом, 0,05 г отхода производства полиэтилена высокого давления и 99,9 г этилбензольной фракции. Проницаемость модели по нефти увеличилась в 1,11 раз (см. таблицу 2, пример 1).

Аналогично проводят другие эксперименты, используя заявляемые составы при разном соотношении фракций кварцевого песка (см. таблицу 2, примеры 2-4).

Пример 5 (прототип). В нефтенасыщенную модель закачивают 2,0%-ный раствор сополимера этилена с винилацетатом в дизельном топливе. Проницаемость модели по нефти увеличилась в 1,03 раза (см. таблицу 2, пример 5).

Пример 6. В водонасыщенную модель пласта закачивают предлагаемый состав, содержащий 0,05 г сополимера этилена с винилацетатом, 0,05 г отхода производства полиэтилена высокого давления и 99,9 г этилбензольной фракции. Проницаемость модели по воде уменьшилась в 1,27 раз (см. таблицу 2, пример 6).

Аналогично проводят другие эксперименты, используя заявляемые составы при разном соотношении фракций кварцевого песка (см. таблицу 2, примеры 7-9).

Пример 10 (прототип). В водонасыщенную модель закачивают 2,0%-ный раствор сополимера этилена с винилацетатом в дизельном топливе. Проницаемость водонасыщенной модели уменьшилась в 1,15 раза (см. таблицу 2, примеры 10).

Необходимо также отметить, что прокачка 30 поровых объемов воды, в лабораторных условиях соответствующая полному отмыву «начально-нефтенасыщенной» модели пласта водой, не приводит к десорбции предлагаемого состава с поверхности породы.

Предлагаемый состав позволяет увеличить проницаемость по нефти и понизить фазовую проницаемость по воде, что позволяет успешно применять состав для обработки призабойной зоны с разнопроницаемыми пропластками, а также увеличивается охват призабойной зоны пласта воздействием и снижается обводненность добываемой продукции.