состав для обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что он дополнительно содержит кремнийорганическое соединение, природные алюмосиликаты и воду, а в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества - анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.

Анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество 1 10

Кремнийорганическое соединение 0,5 5,0

Природные алюмосиликаты 0,2 2,0

Вода Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит нефть в количестве 1 5 мас.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта.

Известен состав для изоляции притока воды в скважину, содержащий 99,05-99,8 мас. алкилового эфира ортокремниевой кислоты и 0,2-0,95 мас. соляной кислоты [1] Соляная кислота катализирует реакцию гидролитической поликонденсации, в результате которой образуется прочный кремниевый гель. Однако он имеет существенный недостаток плохую фильтрацию в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты и, как следствие, низкую эффективность по изоляции вод, узкую область применения (на трещиноватых пластах) и большой расход дорогостоящих кремнийорганических соединений.

Известен состав для изоляции притока воды в скважину, содержащий углеводородорастворимые кремнийорганические соединения 75,0-99,9 мас. тетраэтоксисилана и 0,1-25,0 мас. органохлорсилана. По известному составу при контакте его с водой в пласте происходит гидролиз и осадкообразвоание и(или) образование геля, который блокирует высокопроницаемые зоны. Недостаток состава заключается в больших расходах дорогостоящих реагентов при невысоком качестве изоляции высокопроницаемых пластов, поскольку образование геля происходит только в зоне смешения состава с водой.

Известно применение поверхностно -активной композиции для обработки призабойных зон нефтяных скважин, которая содержит алкилбензолсульфонаты с молекулярной массой 450-550: 2,25-9,0 мас. оксиалкилфенолы типа ОП-10: 0,5-5,5 мас. и углеводородный растворитель остальное (а.с. СССР N 1558087, E 21 B 43/22, 1992). Однако этот состав имеет невысокую вязкость и не создает эффективного сопротивления воде в пористой среде.

Кроме того, известно применение поверхностно-активной кислотной системы для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин (патент РФ, N 2013527, E 21 B 43/22, 1994). Призабойную зону нагнетательных и добывающих скважин обрабатывают композицией, содержащей, мас. нефтенол-Н 2-8; соляную кислоту (25-37%-ная) 92-98. При перемешивании поверхностно -активной кислотной системы с пластовой водой и нефтью образуется эмульсионная фаза с невысокой структурной вязкостью и недостаточной эффективностью на месторождениях с высокопроницаемой породой.

Наиболее близким к предлагаемому является состав, содержащий (мас.): водомаслорастворимые нефтяные сульфонаты 1,8-5,95; маслорастворимый моноалкилбензолсульфонат 0,05-1,6, углеводород 4,5-44,6; содетергент 0,6-1; сульфаты щелочных металлов 0,05-0,25; хлориды щелочных металлов 0,5-0,25; алканэтоксифенолсульфонат 0,6-1,8; дигидрооксидиалкилэтоксилаты 0,05-1,0 и воду (а. с. СССР 1266270, E 21 B 43/22 1992). Этот состав представляет собой мицеллярную дисперсию, которая обладает высокими нефтевытесняющими свойствами, но имеет невысокую структурную вязкость и недостаточно стабильна при высокой температуре.

Задачей предлагаемого изобретения является значительное увеличение структурной вязкости и повышение термостабильности состава.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащей маслорастворимое поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что он дополнительно содержит кремнийорганическое соединение, природные алюмосиликаты и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество 1,0-10,0

Кремнийорганическое соединение 0,5-5,0

Природные алюмосиликаты 0,2-2,0

Вода остальное

Состав по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит нефть в количестве 1,0-5,0 мас.

В качестве анионного маслорастворимого поверхностно-активного вещества используют карбоновые кислоты (например нефтенол-НЗ, нефтехим-3), маслорастворимые нефтяные сульфонаты с м.м. 600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислота) и др.

Указанные выше анионные маслорастворимые поверхностно-активные вещества образуют с водой обратные эмульсии.

Имея высокие нефтевытесняющие свойства известный состав имеет незначительную вязкость 10,2-23,6 мПас. Структурная вязкость заявляемого состава увеличивается за счет введения в него кремнийорганического соединения и природных алюмосиликатов.

В качестве кремнийорганических соединений используют алкиловые эфиры ортокремниевой кислоты (тетраэтоксиланы) любых марок, например ЭТС-40 (этилсиликат), АКОР-Б-100 модифицированный четыреххлористым титаном или олигоорганоэтокси-(хлор) силоксаны под наименованием "Продукт 119-204", ГКЖ-10, ГКЖ-11 этилсиликонат или метилсиликонат натрия.

Кремнийорганические соединения в составе эмульсии легко гидролизуются. Реакция гидролиза сопровождается дальнейшей конденсацией образовавшихся силанолов с образованием полиалкоксисилоксанов. Макромолекулы кремнийорганических полимеров образуют глобулярные структуры в составе дисперсной фазы эмульсии, увеличивая при этом структурную вязкость эмульсии. Кроме того, макромолекулы кремнийорганических полимеров, адсорбируясь на поверхности воды и нефти, образуют гелеобразную пленку, которая обладает механической или химической устойчивостью, стабилизирует эмульсии. Это приводит к снижению межфазного натяжения, более эффективному эмульгированию обеспечивает стабильность эмульсий при высоких температурах.

В качестве природных алюмосиликатов, кроме бентонитовой глины, могут использоваться другие глинистые материалы, например: цеолиты, каолины, полынгорскиты.

Глины в химическом отношении представляют собой водные алюмосиликаты. По минеральному составу глины делятся на несколько групп, отличающихся друг от друга химическим составом и структурой кристаллической решетки.

В состав бентонитовой глины в основном входит монтмориллонит (OH)4Si₈Al₄O₂₀nH₂O, цеолит включает около 30 минералов общей формулы Me x/n AlSiyO₂(x+y)zH₂O, каолинит (OH)Si₄Al₄O₁₀H₂O, полынгорскит - (OH)₂Si₈Mg₅O₁₈4H₂O.

Бентонитовая глина или цеолит являются дополнительным эмульгатором стабилизируют эмульсии за счет своей концентрации на границе раздела фаз. Это объясняется молекулярной неоднородностью твердых частиц, наличием одновременно гидрофобных и гидрофильных участков и, как следствие, ее способностью избирательно смачиваться обеими фазами эмульсии с последующим коагуляционным структурированием.

Решающую роль в устойчивости эмульсий, стабилизированных природными алюмосиликатами, играют коагуляционные структуры, возникающие на поверхности глобул дисперсной фазы.

При этом стабилизирующая способность твердых частиц определяется не изначальными свойствами их поверхности, а свойствами поверхности, модифицированной в результате протекания химической реакции между ней и молекулами кремнийорганических соединений, присутствующих в эмульсии.

Поэтому одновременное введение кремнийорганических соединений и природных алюмосиликатов за счет описанных химических процессов, происходящих либо на границе раздела, либо в составе дисперсной фазы эмульсии приводит к значительному увеличению структурной вязкости и термостабильности заявляемых составов по сравнению с известными.

После обработки нефте- и водо-насыщенной породы, заявляемым составом, содержащим кремнийорганическое соединение и природные алюмосиликаты, существенно возрастает фазовая проницаемость породы для нефти и снижается для воды.

Применение предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта за счет повышения структурной вязкости и термостабильности состава позволит снизить проницаемость пластов и добиться изоляции притока воды в скважины.

Следующие примеры иллюстрируют структурную вязкость известных и заявляемых составов.

Для приготовления составов в качестве анионного маслорастворимого поверхностно-активного вещества использовали нефтенол-НЗ (НЗ-40, ТУ - 2483-007-17197708-93), нефтехим-3 (НХ-3, ТУ-38 УССР 20147987).

Нефтенол-НЗ представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линоленовой, линолевой, а также смоляных кислот и триэтаноламина.

Нефтехим-3 представляет собой смесь полиэтиленполиаминов карбоновых кислот легко таллового масла и солей пиперазина этих кислот в растворе керосина и катализате риформинга, активная основа его кислоты таллового масла и амидоамины.

В качестве кремнийорганических соединений использовали ЭТС-40 - этилсиликат (ТУ-26371-84), ГКЖ-10 этилсиликонат натрия.

В качестве природных алюмосиликатов использовали бентонитовую глину (натриевый бентонит второго сорта, плотность сухого порошка 2,3 г/см³, насыпной вес 1,12 г/см) и цеолит.

Эмульсии готовили на минерализованной воде Узеньского месторождения - 15,9 г/л (NaCl 14,0; CaCl₂ 1,9) и использовали нефть вязкостью 3,6 мПас.

Пример 1

Составы прототипы готовят путем смешения компонентов мицеллярной дисперсии. Составы сравнения готовят, используя анионное маслорастворимое ПАВ, нефтенол-НЗ или нефтехим-3 и минерализованную воду 15,9 г/л. В заявляемые составы, кроме перечисленных ПАВ и воду 15,9 г/л, вводят кремнийорганические соединения и природные алюмосиликаты.

Структурную вязкость известных и заявляемых составов измеряли на ротационном вискозиметре погружного типа "Полимер-РПЭ-1М" с воспринимающими элементами типа "цилиндр-цилиндр" и оценкой вязкостных свойств по крутящему моменту при 25, 40, 60, 85^oC.

Результаты измерений приведены в табл. 1, 2, 3 из которых видно, что вязкость заявляемых составов значительно увеличивается (ср. составы 2 с 5; 3 с 7; 8 с 10-15; 17-23; 24 с 25; 27 с 28, 29 с сост. табл. 1) по сравнению с составами, несодержащими кремнийорганические соединения марки ЭТС-40, ГКЖ-10 и бентонитовую глину или цеолит.

Эмульсии на основе нефтенола-НЗ и нефтехима-3 имеют небольшую вязкость и неустойчивы во времени. Введение кремнийорганических соединений и природных алюмосиликатов в десятки раз увеличивает вязкость и стабильность эмульсий при повышенной температуре.

Концентрация нефтенола-НЗ изменялась в интервале 1-10 мас. При содержании нефтенола-НЗ меньше 1,0 эмульсия неустойчива, расслаивается с выделением воды (ср. составы 1 и 2). При увеличении концентрации нефтенола-Н3 выше 10% вязкость эмульсии значительно снижается (см. состав 26).

Концентрация кремнийорганических соединений марок ЭТС-40, ГКЖ-10 изменялась в пределах 0,5-5,0 мас. в заявляемом составе ЭТС менее 0,5% а бентонитовой глины менее 0,2 мас. вязкость последнего не отличается от вязкости состава сравнения (ср. составы 2 с 4; 3 с 6; 8 с 9). Увеличение количества кремнийорганического соединения марки ЭТС-40 более 5,0 мас. бентонитовой глины более 2 мас. нежелательно, так как приводит к снижению вязкости заявляемых составов (ср. составы 8, 15, 16).

Таким образом, введение кремнийорганических соединений и природных алюмосиликатов в определенных соотношениях с нефтенолом-НЗ или нефтехимом-3 существенно увеличивает структурную вязкость заявляемых составов по сравнению с известными при различных температурах.

Пример 2

Составы, рассматриваемые в примере 2, отличаются тем, что дополнительно содержат нефть. Добавление нефти усиливает гидрофобизующее действие маслорастворимого ПАВ. Кроме того, нефть содержит в своем составе ряд природных эмульгаторов, которые дополнительно стабилизируют заявляемые составы.

Составы прототипы готовят перемешиванием компонентов мицеллярной дисперсии (табл. 1). Составы сравнения готовят на основе нефтенола-НЗ или нефтенола-3, нефти и воды с содержанием солей 15,9 г/л. В заявляемые составы, кроме анионного маслорастворимого ПАВ, нефти и минерализованной воды вводят кремнийорганические соединения марок ЭТС -40, ГКЖ-10 и бентонитовую глину или цеолит.

Результаты измерений вязкости составов, содержащих нефть, приведены в табл. 3. При введении кремнийорганических соединений марок ЭТС -40, ГКЖ-10 и бентонитовой глины или цеолита, структурная вязкость заявляемых составов значительно увеличивается по сравнению с составами сравнения и составами прототипами (ср. составы 2 с 4; 6 с 8, 9; 10 с 11, 12; 14 с 15, 16; 17 с 18; с составами табл. 1).

Концентрация нефтенола-НЗ изменяли в пределах 1,0-10,0. При содержании нефтенола-НЗ 0,5 мас. эмульсии неустойчивы, расслаиваются с выделением воды (см. состав 1). С повышением концентрации нефтенола-НЗ вязкость эмульсии уменьшается, а при концентрации выше 10,0 происходит значительное понижение вязкости (см. составы 17, 18, 19).

Содержание нефти изменяли в пределах 1,0 -5,0 мас. Увеличение количества нефти больше 5,0 приводит к сильному снижению вязкости состава (ср. состав 12 с 14, 17 с 19), а содержание нефти меньше 1,0 мас. недостаточно для стабильности состава (см. состав 1).

При содержании кремнийорганического соединения марки ЭТС-0,25 мас. а бентонитовой глины 0,1 мас. в заявляемом составе его вязкость несущественно отличается от вязкости состава сравнения (ср. состав 2 с 3; 6 с 7). Увеличение содержания ЭТС-40 до 6,0 мас. а бентонитовой глины до 3,0 мас. приводит к снижению вязкости заявляемых составов (ср. состав 10 с 12, 13). Поэтому содержание кремнийорганических соединений изменяли в пределах 0,5-5,0 мас. а природных алюмосиликатов в пределах 0,2-2,0 мас.

Таким образом, введение кремнийорганических соединений марки ЭТС -40, ГКЖ-10, бентонитовой глины или цеолита в определенных соотношениях с нефтенолом-НЗ или нефтезимом-3 и нефтью, увеличивает структурную вязкость, а также значительно улучшает термостабильность заявляемых составов.

Технология применения заявляемых составов проста и заключается в закачке их в пласт до снижения приемистости скважины на 20-50 мас. продавке состава из ствола скважины в пласт водой или нефтью, выдержке в пласте в течение 16-24 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачке ля нагнетательных скважин.

По сравнению с составом прототипом предлагаемый состав позволит дополнительно добыть 1,0-1,5 тыс. т. нефти на каждую скважино-операцию.