состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов, включающий сульфонол и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полиакриламид при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Полиакриламид 0,02 0,04

Сульфонол 0,005 0,01

Вода Остальноен

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны неоднородных нефтяных пластов, эксплуатируемых при забойном давлении ниже давления насыщения, в условиях выделения и накопления в призабойной зоне газа.

Наиболее близким к изобретению по назначению является состав для обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор сульфонола [1] Недостатком этого состава является то, что, ввиду отсутствия у него вязкоупругих 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.

Целью изобретения является повышение проникающей способности состава в малопроницаемые интервалы за счет придания ему вязкоупругих свойств.

Это достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов включает сульфанол и воду и отличается тем, что он содержит полиакриламид, при следующем соотношении ингредиентов, мас. полиакриламид 0,02-0,04; сульфонол 0,005-0,01; вода остальное.

Предлагаемый состав готовится следующим образом. Приготавливается водный раствор полиакриламида, в который затем добавляется сульфонол. При взаимодействии полиакриламида с сульфонолом, являющимся анионоактивным ПАВ, образуются сложные конформационные структуры, что придает раствору более высокие вязкоупругие свойства. Поэтому при закачке в пласт предлагаемого состава наблюдается более равномерное его поступление в высоко и низкопроницаемые пропластки. Так, по данным [2] при фильтрации вязкоупругой жидкости в пористой среде профиль фильтрации выравнивается более чем в 2 раза по сравнению с ньютоновскими жидкостями. Кроме того, ввиду 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 их поверхностью породы. Это обеспечивает существенное увеличение производительности скважины после обработки.

Состав имеет следующие физико-химические свойства: плотность 1050 кг/м³; минимальная ньютоновская вязкость 2,0 МПас; максимальная пьютоновская вязкость 4,0 МПас; поверхностное натяжение на границе раздела с нефтью 10-2 Н/м.

Состав проверен в лабораторных условиях. 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 результатов можно сделать следующий вывод о преимуществах предлагаемого состава по сравнению с прототипом. Предлагаемый состав за счет вязкоупругих 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).

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. Гидрофилизация нефтенасыщенных поровых каналов под воздействием состава ослабляет сцепление газовых пузырьков с их поверхностью породы. Благодаря этому производительность скважины после воздействия существенно увеличивается.