состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов, включающий водный раствор анионоактивного ПАВ или их композиции, отличающийся тем, что он дополнительно содержит наночастицы легкого цветного металла размером 50-200 нм при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Анионоактивное ПАВ	0,002-0,03
Наночастицы легкого цветного металла	0,0005-0,0015
Вода	остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны неоднородных нефтяных пластов, в том числе эксплуатируемых при забойном давлении ниже давления насыщения, в условиях выделения и накопления газа в призабойной зоне, а также при обработке пластов, продуцирующих высоковязкими нефтями.

Известен состав для обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор сульфонола [1]. Недостатком этого состава является то, что, ввиду отсутствия у него неньютоновских свойств, он при закачке в призабойную зону неоднородных нефтяных пластов, эксплуатируемых при забойном давлении ниже давления насыщения, в основном поступает в высокопроницаемые интервалы. В результате дробление и вынос пузырьков газа под действием данного состава осуществляется только из высокопроницаемого интервала, а малопроницаемый нефтегазонасыщенный пропласток остается неохваченным.

Наиболее близким к изобретению по назначению является состав для обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор сульфонола и ПАА [2]. Недостатком состава является то, что, несмотря на наличие неньютоновских свойств, он имеет относительно высокое поверхностное натяжение на границе раздела фаз (всего на 30% ниже, чем для водного раствора сульфонола [3]), что снижает эффективность дробления и выноса пузырьков газа. Кроме того, ввиду относительно высокого поверхностного натяжения недостаточно снижается сопротивление в процессе фильтрации нефти в пласте. Таким образом, эффективность состава снижается.

Задачей изобретения является повышение эффективности состава для обработки призабойной зоны за счет снижения поверхностного натяжения состава на границе с нефтью при сохранении неньютоновских свойств.

Задача достигается путем введения в состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов дополнительно наночастиц легкого цветного металла.

Сущность изобретения заключается в том, что состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов, включающий водный раствор анионоактивного ПАВ и их композиции, дополнительно содержит наночастицы легкого цветного металла размером 50-200 нм, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Анионоактивное ПАВ	0,002-0,03
Наночастицы легкого цветного металла	0,0005-0,0015
Вода	остальное

Предлагаемый состав готовится следующим образом. Приготавливается водный раствор анионоактивного ПАВ, в который затем добавляются наночастицы легкого цветного металла.

Состав имеет следующие физико-химические свойства: плотность 1000-1035 кг/м³ , минимальная ньютоновская вязкость до 2,0 мПа, поверхностное натяжение на границе раздела с нефтью 1,8-9,2 мН/м.

В качестве анионоактивного ПАВ могут быть использованы алкиларилсульфонат-сульфонол, алкилбензолсульфонаты и алкилсульфаты натрия, полиакриламид (ПАА) или их комбинации.

В качестве наночастиц легкого цветного металла могут быть использованы наночастицы алюминия, магния, титана, оксиды алюминия или их комбинации. Приготовление водных растворов предлагаемых составов, содержащих ПАВ-ы анионного класса и наночастицы цветного металла представлены ниже.

В качестве ПАВ использован алкиларилсульфонат-сульфонол, а в качестве наночастицы Аl, а также Mg размерностью 140-160 н/м. На аналитических весах взвешивают 0,001 г сульфонола и указанную навеску ПАВ растворяют в дистиллированной (или водопроводной) воде при комнатной температуре. Затем к приготовленному раствору ПАВ добавляют взвешенную на аналитических весах наночастицы алюминия (или магния) - 0,001 г. Навеску наноАl (или Mq) добавляют к раствору ПАВ и состав перемешивают для достижения равномерного распределения частиц Аl (или Mq) в растворе. Таким же методом приготавливают составы наноПАВ при других соотношениях компонентов.

Было исследовано влияние наночастиц на изменение межфазного поверхностного натяжения на границе водный раствор ПАВ - керосин. В опытах использованы указанные наночастицы средним размером 140-160 н/м, а в качестве ПАВ - реагенты анионоактивного класса.

Определение межфазного поверхностного натяжения проводят на сталагмометре при температуре Т=298 К. Аналогичные эксперименты были проведены также для прототипа. Полученные результаты представлены в таблице 1.

В присутствии наночастиц в растворе ПАВ наблюдается снижение межфазного поверхностного натяжения в сравнении с действием ПАВ порядка 70% и выше. При этом с увеличением концентрации ПАВ в растворе с наночастицами более чем 0,0156 мас.%, величина снижения поверхностного натяжения возрастало от 70,7% до 87,7%, в то время как для прототипа максимальное снижение поверхностного натяжения составляет 30%.

Также были исследованы действия составов на фильтрацию нефти из пористой среды, а также были определены их реологические свойства. Реологические свойства полученных составов определяли на ротационном вискозиметре «Реотест-21» при температуре 298 К.

Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для водных растворов анионного ПАВ (на примере сульфонола) без и с добавкой наночастиц показана на чертеже. Как видно из чертежа, добавка наночастиц приводит к модификации характера течения от ньютоновского к неньютоновскому (псевдопластичному), т.е. полученный нанофлюид характеризуется сдвиговым разжижжением. При этом минимальная ньютоновская вязкость водного раствора ПАВ с добавкой наночастиц в 2 раза выще, чем без добавки и составляет около 2 мПа·с.

При добавлении в водный раствор анионоактивного ПАВ наночастиц легкого, цветного металла, образуются сложные конформационные структуры, что придает раствору полученной наножидкости неньютоновские свойства. Поэтому при закачке в пласт предлагаемого состава наблюдается более равномерное его поступление в высоко- и низкопроницаемые пропластки. Кроме того, ввиду значительного снижения поверхностного натяжения на границе жидкость-газ происходит дробление пузырьков газа и их более полное растворение в жидкости. Гидрофилизация нефтенасыщенных поровых каналов под воздействием состава ослабляет сцепление газовых пузырьков с поверхностью породы. Кроме того, снижение межфазного натяжения на границе наносуспензия - нефть и улучшение смачиваемости пор приводит к ослаблению энергии связи нефти с поверхностью пористой среды, вследствие чего расход нефти увеличивается. Это обеспечивает существенное увеличение производительности скважины после обработки.

Состав имеет следующие физико-химические свойства: плотность 1000 кг/м³, минимальная ньютоновская вязкость 2,0 МПа·с; поверхностное натяжение на границе раздела с нефтью 1,8-9,2 мН/м.

Составы проверены в лабораторных условиях.

Реологические свойства состава определялись на ротационном вискозиметре "Rheotest - 2.1" при температуре 298 К.

Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для водных растворов анионного ПАВ без и с добавкой наночастиц показана на чертеже. Как видно из чертежа, добавка наночастиц приводит к модификации характера течения от ньютоновского к неньютоновскому (псевдопластичному), т.е. полученный нанофлюид характеризуется сдвиговым разжижением. При этом минимальная ньютоновская вязкость водного раствора ПАВ с добавкой наночастиц в 2 раза выше, чем без добавки и составляет около 2 мПа·с.

Эксперименты проводились в искусственных образцах песчаной пористой среды диаметром 0,04 м, длиной 1,0 м, состоящей из двух слоев различной проницаемости. Проницаемость слоев отличалась в 10 раз. При этом образец под вакуумом насыщали смесью трансформаторного масла и природного газа, служившей моделью пластовой жидкости. Давление насыщения смеси составляло 3,0 МПа. Для предотвращения преждевременного разгазирования насыщение пористой среды осуществлялось при давлении выше давления насыщения. Далее снималась кривая восстановления давления при давлении выше давления насыщения. Затем давление на выходе из образца снижали ниже давления насыщения и после полного разгазирования системы в образец закачивали предлагаемый состав, после чего вновь снимали кривую восстановления давления. Аналогичные эксперименты были проведены также для прототипа. По полученным в экспериментах кривым восстановления давления определяли пьезопроводность и время релаксации до и после воздействия. Из приведенных в таблице 2 результатов следует, что предлагаемый состав имеет преимущество по сравнению с прототипом. Предлагаемый состав за счет неньютоновских свойств равномерно поступает в низко- и высокопроницаемые участки пласта, и эффект от воздействия выражается в более полном восстановлении первоначальных фильтрационных характеристик пористой среды (до разгазирования смеси).

А также были проведены опыты для определения влияния обработки пористой среды составом на фильтрацию высоковязкой нефти.

Эксперименты проводились на вышеописанной установке, с той разницей, что использовалась однородная пористая среда, с проницаемостью 1 мкм². Использовалась нефть с вязкостью 20 мПа·с при температуре 298 К. Содержание в нефти тяжелых компонентов составляло 17%. Пористая среда насыщалась пластовой водой, которая вытеснялась нефтью. При появлении чистой нефти у выхода модели объем остаточной воды составлял 28-30% от объема пор. Затем нефть вытеснялась предложенным нанофлюидом. Далее производилась фильтрация нефти через пористую среду. Для возможности сравнения результатов подобные же опыты проводились с использованием в качестве рабочего агента воды, водного раствора анионного ПАВ и прототипа. Результаты исследований приведены в таблице 3. Как следует из таблицы 3 расход фильтруемой нефти после обработки нанофлюидом возрастает почти в 1,5 раза по сравнению с водным раствором анионного ПАВ и в 4,7 раза по сравнению с водой. Кроме того, расход фильтруемой нефти в 3,5 раза выше, чем для прототипа. Очевидно, что снижение межфазного натяжения на границе нанофлюид - нефть и улучшение смачиваемости пор приводит к ослаблению энергии связи нефти с поверхностью пористой среды, вследствие чего расход нефти увеличивается.

Процесс на скважине производится в следующей последовательности. После определения глубины забоя, статического уровня жидкости, поглотительной способности, в скважину спускают насосно-компрессорные трубы. Устье скважины соединяется с агрегатом, производится опрессовка нагнетательной линии на максимально допустимое давление в соответствии с технической характеристикой эксплуатационной колонны.

После проверки наземных коммуникаций на герметичность состав закачивают в скважину. После его закачки нагнетают буферную жидкость до полной задавки состава в призабойную зону пласта и оставляют в состоянии покоя на 5-6 ч.

В результате более равномерного поступления состава в неоднородный пласт, снижения поверхностного натяжения на границе жидкость-газ происходит дробление пузырьков газа и их более полное растворение в жидкости. Кроме того, за счет существенного снижения натяжения смачивания ( cos ), гидрофилизации нефтенасыщенных поровых каналов энергия связи нефти и выделившихся газовых пузырьков с поверхностью пористой среды ослабляется, и расход нефти увеличивается. Благодаря этому производительность скважины после воздействия существенно возрастает.

Список использованной литературы

1. Мамедов В.М., Шейдаев Т.Ч. Исследование влияния закачки ПАВ на состояние газожидкостных систем в пористой среде. Тем. сб. науч. тр. "Физико-химические методы повышения нефтегазоотдачи пластов", Баку, АзИНЕФТЕХИМ, 1985, с.101-104.

2. Состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов / Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х., Сулейманов Б.А. и др. // Патент Российской Федерации № 2083813. - М., 1997.

3. Б.А.Сулейманов. Особенности течения гетерогенных систем. М.: ИКИ, 2006. С.17-18.

Таблица 1
Концентрация, мас.%	Поверхностное натяжение, ·10-3 Н/м	Снижение , %
ПАВ	Наночастицы	ПАВ	ПАВ+ наночастицы
0,001	0,001	33-34	10-11	69-70
0,004	0,0015	31-32	9-10	70,5-71
0,0078	0,0005	18-19	5-6	72-73
0,0156	0,001	16-17	3-4	78-79
0,0300	0,001	14-15	1,5-2,0	87-88
0,035	0,0005	13-14	1,5-1,8	87-89
0,0078	*0,0005	18-19	5,5-6,0	72-73
прототип	30%
* наночастицы Mq
остальные - Al

Таблица 3
Рабочий агент	Расход фильтруемой нефти, см3/с
Вода	0,015
Водный раствор ПАВ	0,048
Водный раствор ПАВ с добавкой наночастиц	0,07
прототип	0,02