состав для обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны пласта на основе углеводородного растворителя с добавкой азотсодержащего гидрофобизатора, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя он содержит концентрат ароматических углеводородов с числом атомов углерода С₆ С₁₀, в качестве азотсодержащего гидрофобизатора смесь аминопарафинов, содержащих 1 6 аминогрупп, получаемую аминированием хлорпарафинов с числом атомов углерода С₁₀ С₂₆, при следующем соотношении компонентов, мас.

Смесь аминопарафинов, содержащих 1 6 аминогрупп, получаемая аминированием хлорпарафинов с числом атомов углерода С₁₀ - С₂₆ 0,05 1,00

Концентрат ароматических углеводородов с числом атомов углерода С₆ С₁₀ Остальноен

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта композициями на основе углеводородных растворителей с целью повышения продуктивности скважин.

Насыщение призабойной зоны пласта углеводородными жидкостями способно стимулировать продуктивность скважин [1] В то же время на низкопроницаемых полимиктовых гидрофильных коллекторах применение углеводородных растворителей малоэффективно из-за недостаточного гидрофобизирующего эффекта.

Известно применение для ОПЗ добывающих скважин гидрофобизирующих композиций катионоактивных ПАВ на основе неполярных (бензин, ШФЛУ, нефть и др.) или полярных (вода, водный раствор соляной кислоты и др.) жидкостей [2] которые позволяют улучшить фазовую проницаемость для нефти и снизить ее для воды в терригенных коллекторах. Однако нельзя не согласится, например, с мнением [3] о неоднозначной эффективности катионоактивных ПАВ. Согласно [3] область потенциально эффективного применения водных растворов катионных ПАВ ограничивается этапами глушения и перфорации скважин в условиях начальной нефтенасыщенности призабойной зоны пласта (ПЗП). На высокообводненных объектах, в особенности в низкопроницаемых коллекторах такое воздействие на ПЗП нецелесообразно.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ обработки призабоной зоны пласта [4] согласно которому совместно с углеводородной жидкостью в ПЗ пласта закачивают гидрофобизирующую смесь масло- и водорастворимых ПАВ и оставляют на капиллярную пропитку на срок не менее 3 сут, при этом компоненты смеси берут в следующем соотношении, об.

Водорастворимые ПАВ 0,5-0,9

Малорастворимое ПАВ 1-2

Углеводродная жидкость Остальное

В качестве углеводородной жидкости используют нефть, дизельное топливо, керосин; ПАВ, в частности азотсодржащие.

Известное техническое решение обеспечивает высокий процент восстановления проницаемости призабойной зоны.

Недостатком известного технического решения является его нетехнологичность, связанная со сложностью приготовления и гомогенизации трехкомпонентной системы, представляющей собой два смешивающихся (углеводородный растворитель и маслорастворимый ПАВ) и одну несмешивающуюся (водорастворимый ПАВ) жидкости. При технической реализации известного способа на практике гомогенизация трехкомпонентного состава может быть обеспечена лишь с применением специальных методов диспергирования, например, обработкой ультразвуком. Даже при применении специальных средств диспергирования приготовленный по прототипу состав представляет собой микроэмульсионную систему, что является фактором, снижающим эффективность применения его на низкопроницаемых объектах и объектах с повышенной температурой продуктивного пласта, поскольку в первом случае затрудняется капиллярная пропитка, а во втором происходит термическое разрушение эмульсии.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в обеспечении технологичности состава для обработки призабойной зоны пласта и повышении его эффективности в условиях низкопроницаемых и высоко-температурных продуктивных пластов. За счет гидрофобизации поверхности пор призабойной зоны пласта достигается значительная степень восстановления проницаемости и увеличение притока нефти.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый состав для обработки призабойной зоны пласта содержит в качестве углеводородной жидкости концентрат ароматических углеводородов с числом атомов углерода C₆-C₁₀, в качестве гидрофобизатора -смесь аминопарафинов, содержащих 1 6 аминогрупп, получаемую аминированием хлорпарафинов с числом атомов углерода C₁₀-C₂₆, при следующем соотношении компонентов, мас.

Смесь аминопарафинов, содержащих 1 6 аминогрупп, получаемая аминированием хлорпарафинов с числом атомов углерода C₁₀-C₂₆ - 0,05-1,0

Концентрат ароматических углеводородов с числом атомов углерода C₁₀-C₂₆ Остальное

Состав оставляют на капиллярную пропитку пласта не менее 1 сут.

В качестве концентрата ароматических углеводородов C₆-C₁₀ применяются как известные нефтяные растворители марок Нефрас А 120/200, Нефрас А 150/220, Нефрас А 150/330, так и фракции индивидуальных ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксилолы, этиленбензол и т.д.). Широко известно применение перечисленных нефтяных растворителей в качестве компонента и основы композиций для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений.

Предлагаемая в качестве гидрофобизатора смесь аминопарафинов известна в качестве ингибитора коррозии [5] и производится Уфимским ГПП "Химпром" по ТУ-113-00-00203306-210-94 под названием ИКАП-1. Представляет собой легкоподвижную жидкость темно-коричневого цвета с температурой застывания не выше 25^oC и плотностью при 20^oC 0,880-0,910 г/см³, динамической вязкостью 21,013-24,503 МПас.

Анализ патентно-лицензионной и научно-технический литературы по обработкам ПЗП показал, что совместное применение концентрата ароматических углеводородов с числом атомов углерода от C₆ до C₁₀ с аминопарафинами, содержащими 1 6 аминогрупп, получаемых аминированием хлорпарафинв с числом атомов углерода C₁₀-C₂₆, ранее не известно, т.е. обладает новизной. При этом поставленная цель достижение технологичности состава и повышение эффективности его применения на низкопроницаемых полимиктовых коллекторах и повышенных температурах пласта - достигается именно и только благодаря сочетанию предложенных компонентов. Это объясняется тем, что в одной стороны, именно в ароматических углеводородах, характеризующихся максимальной полярностью среди всех углеводородных растворителей, заявляемые аминопарафины хорошо растворяются, образую гомогенный и стабильный даже при повышенных температурах истинный раствор (табл. 1). Поэтому предлагаемый состав может быть приготовлен как заранее на заводах производителях исходных компонентов (например, Уфимский ГПП "Химпром"), так и в условиях нефтедобывающих промыслов непосредственно перед применением, причем без применения специальных средств или методов гомогенизации, как это требуется в случае прототипа.

С другой стороны, именно предлагаемые аминопарафины с числом аминогрупп 1-6, получаемые аминированием хлорпарафинов с числом атомов углерода C₁₀-C₂₆, обладают свойствами как частично маслорастворимых, так и частично водорастворимых катионных гидрофибизаторв, т. е. они полноценно, с точки зрения гидрофибизирующих свойств, заменяют смесь масло- и водорастворимых поверхностно-активных веществ, применяемых по прототипу. Кроме того, именно обладание предлагаемыми аминопарафинами промежуточных гидрофобно-липофильных свойств в сочетании с катионной природой положительно заряженного аминного азота усиливает их адсорбционную способность (хемосорбцию) на поверхности гидрофильного полимиктового песчаника, характеризующегося отрицательным зарядом поверхности, что дополнительно повышает гидрофобизирующий эффект. Это в особенности важно для высокотемпературных (до 100^oC) низкопроницаемых глинизированных полимиктовых песчаников, так как известный микроэмульсионный трехкомпонентный состав по прототипу на низкопроницаемых коллекторах требует длительного времени капиллярной пропитки, а при повышенных температурах разрушается на исходные компоненты. Дополнительным положительным фактором применения предложенного состава является то, что аминопарафины подавляют набухаемость глин, что очень важно с точки зрения восстановления и сохранения проницаемости ПЗП низкопроницаемых коллекторов.

Таким образом, предлагаемая совокупность существенных признаков заявляемого технического решения необходима и достаточна для достижения поставленной цели и, следовательно, соответствует критерию "изобретательский уровень".

Пределы концентрации аминопарафинов обосновываются тем, что ниже концентрации 0,05 мас. состав недостаточно эффективен, а выше концентрации 1,0 мас. применение состава нецелесообразно по экономическим соображениям (стоимость аминопарафинов в 5 7 раз превышает стоимость растворителя).

Применение состава осуществляется в следующей последовательности

1. Закачка в призабойную зону пласта смеси Нефраса с ИКАП-1 в объеме 0,8-1,0 м³ на 1 м толщины продуктивного пласта.

2. Продавка состава подтоварной или технической водой в объеме НКТ и выдержка для капиллярной пропитки состава в течение 24 ч.

3. Запуск скважины в эксплуатацию.

Наиболее целесообразным является сочетание ОПЗ предлагаемым составом с текущим подземным или капитальным ремонтом скважины.

Конкретные примеры применения состава.

Пример 1. Промысловый эксперимент проведен на Приразломном месторождении АО "Юганскнефтегаз". Все скважины, на которых проведены ОПЗ композициями на основе углеводородных растворителей, перфорированы и эксплуатируют пласт Б-4 (средняя проницаемость 0,056 мД, температура 80^oC). Пласт Б-4 представлен полимиктовым песчаником с глинистыми включениями аргиллитов. Все скважины эксплуатируются фонтанным способом, характеризуются низкой обводненностью (3,3-5,6 мас. ) добываемой жидкости и близким исходным дебитом по нефти (1,9-3,3 т/сут).

Последовательность операций при применении всех составов была одинаковой и описана выше. В случае состава по прототипу капиллярная пропитка длилась в течение 3 сут.

Результаты промысловых экспериментов приведены в табл. 2

Как видно из данных табл. 2, применение заявляемого состава на Приразломном месторождении на скважинах, эксплуатирующихся фонтанным способом, более эффективно по сравнению с известными составами как по объему дополнительно добытой нефти, так и по продолжительности технологического эффекта. Так, ОПЗ предлагаемым составом, состоящим из Нефраса А 150/330 с добавкой 1,0 мас. ИКАП-I, позволила дополнительно добыть 468 т нефти против 109 т нефти при применении только Нефраса А 150/330 и 44 т нефти при применении состава по прототипу. При этом продолжительность эффекта составила 6 мес. в случае предлагаемого состава против 3 мес. в случае известных составов.

Пример 2. промысловый эксперимент проведен на Северо-Салымском месторождении АО "Юганскнефтегаз", Эксплуатационным объектом является пласт А_II (средняя проницаемость 0,065 мД, температура 97^oC). Пласт A_II представлен полимиктовым песчаником с глинистыми включениями. Все скважины, на которых проведены ОПЗ углеводородными составами, эксплуатируются механическим способом электроцентробежными насосами (ЭЦН), характеризуются высокой обводненностью и близкими дебитами по жидкости. Последовательность операций аналогична примеру 1. Результаты промысловых экспериментов, проведенных на Северо-Салымском месторождении, также подтвердили высокую эффективность предлагаемого состава. Так, обработка ПЗП скважины 224 предлагаемым составом, состоящим из Нефраса А 150/330 с добавкой 1,0 мас. гидрофобизатора ИКАП-I позволила увеличить дебит по нефти с 1,9 до 9,7 т/сут при снижении обводненности с 63 мас. до 52,0 мас. При этом за 8 мес. дополнительно добыто 1323 т нефти. Применение известного состава по прототипу, состоящего из дизельной фракции нефти в пределами выкипания от 130 до 350^oC с добавкой 1,5 мас. маслорастворимого ПАВ тарина и 0,7 мас. сульфонола на скважине 287 того же месторождения, позволило дополнительно добыть 272 т нефти за 8 мес. при этом прирост дебита по нефти составил только 1,1 т при снижении обводненности добываемой жидкости от 48,2 до 45,4 мас.

Таким образом, предлагаемое техническое решение является более технологичным и позволяет повысить эффективность ОПЗ скважин в условиях низкопроницаемых глинизированных коллекторов с повышенной температурой продуктивного пласта.

Состав промышленно примени, так как используются доступные реагенты и оборудование.

Источники информации:

1. Опыт восстановления продуктивности добывающих скважин пласта БС₁₀ при глушении /Н. И. Хисамутдинов, В.Н.Артемьев, Г.О. Леозов и др. // НТИС. Сер. "Нефтепромысловое дело". М. ВНИИОЭНГ, 1992. N 4. с. 1-3.

2. В.О.Палий, А.Т.Горбунов, В.А.Гуманюк, Н.Л.Матвеев. Применение гидрофобизирующих веществ для обработок призабойных зон скважин. Нефтяное хозяйство, 1993, N 10, с. 64.

3. В.Н.Глущенко. К вопросу обработки призабойных зон скважин катионными ПАВ. Нефтепромысловое дело, 1995, N 1, с. 50.

4. Патент РФ N 1323594, E 21 B 43/27, опубл. БИ N 8, 1995.

5. Решение о выдаче патента РФ по заявке N 94012958/04 (012784) от 18.10.95.