способ обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, отличающийся тем, что в качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, об. %:

Углеводородная жидкость 26-40

Маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор

Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5

Водный раствор ингибированной 10%-ой соляной

кислоты или глинокислоты или водный раствор

1-10%-го хлористого кальция или хлористого натрия Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что обратная эмульсия сохраняет стабильность в течение 6-35 ч при температуре 60-100°С при фильтрации через модель пласта с проницаемостью более или равной 0,2 мкм².

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что время закачки обратной эмульсии при фильтрации в пласт не должно превышать времени сохранения стабильности эмульсии.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами нефти или газа, а также в качестве жидкости гидроразрыва и перфорации скважин.

Известен способ разработки нефтяной залежи, отличающийся тем, что после обводненности добываемой продукции более 50% в залежь закачивают закупоривающий материал, в качестве которого используют нефтяную эмульсию (RU №2096600, кл. Е 21 В 43/22, 1997). Недостатком способа является недостаточно глубокое проникновение эмульсии в пласт.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой залежи (RU №2092686, кл. Е 21 В 43/27, 43/14), включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты. Перед закачкой раствора кислоты закачивают отход производства изопрена, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии. Недостатком способа является сложность технологии и низкая эффективность, обусловленная малой глубиной проникновения нефтяной эмульсии в пласт.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты (RU №2084622, кл. Е 21 В 43/27, 1996). Основным недостатком способа является его низкая эффективность при использовании на высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах, обусловленная малой глубиной проникновения нефтяной эмульсии в пласт и невозможности регулирования ее стабильности при температуре 60-100°С.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа обработки призабойной зоны пласта за счет увеличения проникающей способности обратной эмульсии с целью более глубокой доставки в пласт и регулирование стабильности в диапазоне температур 60-100°С.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, в качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, % об.:

Углеводородная жидкость 26-40

Маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор

Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5

Водный раствор ингибированной 10% соляной

кислоты или глинокислоты или водный раствор

1-10% хлористого кальция или хлористого натрия остальное

В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть.

Обратная эмульсия сохраняет стабильность в течение 6-35 часов при температуре от 60 до 100°С при фильтрации через модель пласта с проницаемостью более или равной 0,2 мкм² .

Время закачки обратной эмульсии при фильтрации в пласт не должно превышать времени сохранения стабильности эмульсии.

Задача решается путем последовательной закачки в пласт обратной эмульсии с регулируемой стабильностью при температуре 60-100°С и водного раствора кислоты. В заявляемом способе обратная эмульсия служит избирательным и временным изоляционным материалом, который закупоривает высокопроницаемые пропластки нефтяного пласта. Закачиваемый после этого водный раствор кислоты поступает в низкопроницамый интервал пласта, реагирует с породой пласта и кольматирующими соединениями и увеличивает проницаемость. В заявляемом способе обратная эмульсия может содержать водный раствор ингибированной соляной или глинокислоты. При этом не происходит прямого контакта кислоты с породой пласта, кислота, находящаяся внутри гидрофобной эмульсии, может быть закачана вглубь пласта без потери ее активности. По истечении определенного времени, которое регулируется концентрацией эмульгатора, температурой и составом внутренней фазы, эмульсия разрушается на две фазы (водную и углеводородную), производит полезную работу по увеличению проницаемости породы, после чего нефть в скважину может свободно поступать как из низко-, так и из высокопроницаемых интервалов пласта. Вследствие этих процессов общая проницаемость обрабатываемого интервала увеличивается и выравнивается.

В отличие от известного способа в заявляемом гидрофобная эмульсия стабилизирована эффективными азотсодержащими эмульгаторами (Сонкором-9601 или Сонкором-9701). Сонкор-9601 или Сонкор-9701 - продукты реакции аминов и жирных кислот таллового масла с растворителями и добавками. В качестве добавок в их состав входят неионогенные ПАВ ( АФ₉-6 или АФ₉-12). Введение в Сонкор-9601 или Сонкор-9701 н-ПАВ приводит к образованию синергетической смеси продуктов реакции аминов и жирных кислот таллового масла с н-ПАВ, которая обладает большей полярностью и межфазной активностью. Таким образом, Сонкор-9601 или Сонкор-9701 являются комбинацией ПАВ, что придает им более широкий спектр регулируемых свойств, в частности более низкое межфазное натяжение углеводородных растворов азотсодержащих эмульгаторов Сонкор-9601 или Сонкор-9701. Более низкое межфазное натяжение углеводородных растворов азотсодержащих эмульгаторов Сонкор-9601 или Сонкор-9701, чем у известного состава способствует уменьшению размера глобул дисперсной фазы эмульсии. Последний фактор способствует более глубокой равномерной доставке состава как в низко- так и в высокопроницаемые трещины пласта. Использование эффективных эмульгаторов позволило создать обратные эмульсии с заранее регулируемой (прогнозируемой) стабильностью в широком диапазоне температур. Кроме того, наличие катионов металлов (Са ⁺⁺, Na⁺) способствует протеканию обменной реакции образования металлических мыл высших карбоновых кислот, которые присутствуют в составе эмульгаторов, а это приводит к снижению межфазного натяжения и более эффективному эмульгированию и регулированию стабильности эмульсии.

Для реализации способа используют следующие реагенты и товарные продукты их содержащие.

В качестве маслорастворимых азотсодержащих эмульгаторов использовали Сонкор-9601 (ТУ-2415-009-00151816-98) или Сонкор-9701 (ТУ 2415-006-00151816-2000), представляющие собой смесь продуктов реакции аминов с жирными кислотами таллового масла с растворителем и добавками, Эмультал (ТУ 6-14-1035-79) - смесь сложных моноэфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, Нефтенол-НЗ марки 40 (2483-007-1719778-97) - углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина. Сонкор-9601 и Сонкор-9701 выпускаются АО “Опытный завод Нефтехим” г. Уфа, Эмультал и Нефтенол-НЗ марки 40 производятся АО “Химеко Ганг”.

В качестве водной фазы использовали ингибированную соляную кислоту (ТУ 48 1482), или глинокислоту (ТУ 601147888), или растворы хлористого кальция либо хлористого натрия.

В качестве углеводородной жидкости использовали дизельное топливо, жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, например ШФЛУ (широкая фракция низкокипящих легких углеводородов), нестабильный газовый бензин или легкую сырую нефть.

Для сравнительной оценки эффективности разрабатываемого и известного способа испытывают составы согласно изобретению и прототипу.

Обратную эмульсию в заявляемом способе готовят следующим способом. В расчетное по рецептуре количество углеводородной жидкости растворяют необходимое количество эмульгатора (Сонкор-9601 или Сонкор-9701 и др.) при интенсивном перемешивании, порционно в 3-4 приема вводят расчетное количество водного раствора кислоты или водного раствора СаСl ₂ или NaCl. Время перемешивания эмульсионной композиции составляет 5 мин при скорости перемешивания 5000 об/мин.

Составы в способе по прототипу готовят смешением товарной нефти, эмульгатора и пластовой воды в количествах, описанных в прототипе.

Оценку эффективности способа проверяют в лабораторных условиях по определению стабильности обратной эмульсии в интервале температур 60-100°С, вязкости, по измерению межфазного натяжения углеводородных растворов эмульгатора и определении проницаемости керна, при которой эмульсия не разрушается.

Стабильность эмульсии оценивалась при определенной температуре во времени до выделения водной фазы в нижнем слое. Стабильная эмульсия имеет 100% агрегативную устойчивость при Vн₂о=0. Агрегативная устойчивость рассчитывается по формуле:

V_эм - объем эмульсии;

Vн₂о - объем выделившейся воды.

Вязкость определялась на ротационном вискозиметре Брукфильда при скорости сдвига 73,2 сек^-1 .

Межфазное натяжение углеводородных растворов эмульгаторов измеряют на сталагмометре, оборудованным медицинским шприцом с микрометрическим винтом, разработанным в УфНИИ.

Межфазное натяжение определяют по формуле:

К - постоянная прибора;

n - число делений микрометра;

d₁ - плотность воды;

d₂ - плотность исследуемой жидкости.

Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик при использовании заявляемого и известного способа проводили на линейных моделях длиной 10 см и диаметром 3,5 см, заполненных кварцевым песком. Керны насыщались дизельным топливом, которое замещалось моделью нефти. Определялась проницаемость керна по дизельному топливу и нефти. Затем через керн прокачивался состав в объеме 2v пор при скорости фильтрации 6,8 м/сут и замерялась подвижность с визуальной оценкой стабильности эмульсии на выходе из керна. Расчет подвижности проводят по формуле:

- подвижность воды (=k/), мкм²/сПз;

k - проницаемость, мкм;

- вязкость, сПз;

L - длина керна, см;

Q - заданный расход, см³/сек;

S - площадь керна, см² ;

Р - перепад давления, атм.

Результаты испытаний состава в заявляемом и известном способе, взятого за прототип, представлены в табл.1-3.

Из представленных в табл.1 данных следует, что в заявляемом способе обратная эмульсия обладает регулируемой стабильностью в интервале температур 60-100°С в течение 6-35 час, тогда как состав в способе по прототипу имеет стабильность всего 1-3. При содержании в составе эмульсии эмульгатора Сонкора-9601 или Сонкора-9701 в количестве менее 0,4% нецелесообразно, так как эмульсия имеет недостаточную стабильность. Содержание в составе эмульгатора более 5% приводит к резкому увеличению стабильности и невозможности использовать как временно изолирующий материал.

Как видно из данных, приведенных в табл.2, межфазное натяжение углеводородных растворов Сонкор-9601 и Сонкор-9701 несравнимо меньше межфазного натяжения углеводородных растворов эмульгатора по прототипу.

Заявляемая обратная эмульсия фильтруется без разрушения через керн с проницаемостью более 0,2 мкм ², а эмульсия по прототипу - через керн с проницаемостью более 18 мкм².

Таким образом, эффективность заявляемого способа определяется следующими преимуществами по сравнению с известным способом:

- обратная эмульсия в заявляемом способе имеет регулируемую стабильность в диапазоне температур 60-100°С;

- стабилизированная эффективными маслорастворимыми азотсодержащими эмульгаторами (Сонкор-9601 и Сонкор-9701 и др.), имеющими низкое межфазное натяжение углеводородных растворов, обратная эмульсия в заявляемом способе имеет значительно меньший размер глобул дисперсной фазы, а это обеспечивает более глубокое проникновение в пласт.

На практике разработанный способ реализуют следующим способом.

На скважине, запланированной для проведения интенсифицирующих работ, с учетом геолого-физических характеристик пласта и текущих показателей разработки определяют степень неоднородности пласта и ее характер в интервале перфорации скважины. Далее рассчитывают объем обратной эмульсии для эффективной временной изоляции интервала, по которому происходит прорыв воды. Затем готовят расчетный объем обратной эмульсии, содержащий водный раствор или ингибированной кислоты или водный раствор солей. Эмульгирование кислотного или водного раствора в углеводородном растворе эмульгатора осуществляют в специальном смесителе или установке УОЭ-1. Далее закачивают расчетное количество кислотного раствора. Закачку жидкости прекращают на время, соответствующее стабильности обратной эмульсии (табл.1). После выдержки эмульсия разрушается, после чего нефть в скважину может свободно поступать как из низко-, так и из высокопроницаемых интервалов пласта. После чего приступают к освоению скважины.

По результатам промысловых исследований использование предлагаемого способа позволяет примерно в 3 раза увеличить по сравнению с известным способом охват пласта по толщине и позволит увеличить добычу нефти при снижении обводненности добываемой продукции.

Таблица 1
	Состав эмульсии, % мас.						Стабильность			Вязкость
№	Эмульгатор		Углеводородная жидкость		Водная фаза		при температуре °С в течение час			при скорости сдвига
	марка	кол-во	марка	кол-во	состав	кол -во	60	80	100	73,2 сек-1
1	прототип						3	2	1	40
2	Сонкор-9601	0,2	диз. топливо	26	10%НСl инг.	ост.	4	3	2	120
3	Сонкор-9601	0,4	диз. топливо	26	10%НСl инг.	ост.	10	6	4	160
4	Сонкор-9601	1	диз. топливо	26	10%НСl инг.	ост.	12	8	6	200
5	Сонкор-9601	2	диз. топливо	28	10%НСl инг.	ост.	20	12	8	243
6	Сонкор-9601	5	диз. топливо	26	10% глинокисл.	ост.	32	17	14	900
7	Сонкор-9601	10	диз. топливо	26	10%НСl инг.	ост.	cтаб.	cтаб.	40	1100
8	Сонкор-9601	2	легкая нефть	28	10% глинокисл.	ост.	21	13	9	260
9	Сонкор-9601	2	ШФЛУ	28	10% глинокисл.	ост.	20	12	8	240
10	Сонкор-9601	1	диз. топливо	29	2%CaCl 2	ост.	24	8	6	180
11	Сонкор-9601	2	диз. топливо	28	2%CaCl 2	ост.	30	15	8	265
12	Сонкор-9601	2	диз. топливо	40	5%NaCl	ост.	26	12	6	190
13	Сонкор-9601	2	легкая нефть	40	5%NaCl	ост.	27	14	7	230

	Состав эмульсии, % маc.						Стабильность			Вязкость
№	Эмульгатор		Углеводородная жидкость		Водная фаза		при температуре °С в течение час			при скорости
	марка	кол-во	марка	кол- во	состав	кол-во	60	80	100	сдвига 73,2 сек-1
14	Сонкор-9701	1	диз. топливо	40	10%HCl инг.	ост.	12	8	6	210
15	Сонкор-	2	диз.	28	10%	ост.	16	12	9	455
	9701		топливо		глинокисл.
16	Сонкор-	2	легкая	26	1%CaCl 2	ост.	35	20	10	280
	9701		нефть
17	Сонкор-	2	легкая	40	2%NaCl	ост.	30	18	8	270
	9701		нефть
18	Эмультал	2	диз.	38	10%HCl	ост.	20	15	7	190
			топливо
					инг.
19	Нефтенол-НЗ	2	диз. топливо	28	10%СаСl2	ост.	32	18	6	670

Таблица 2
№№ п/п	Марка эмульгатора	Концентрация эмульгатора, %	Межфазное натяжение на границе с раствором 2%CaCl2, мн/м	Межфазное натяжение на границе с 10% НСl, мн/м
1	Эмульгатор по прототипу	1	17	14
2	Эмульгатор по прототипу	2	15	12
3	Эмульгатор по прототипу	5	12	10
4	Сонкор-9601	0,02	16	5
5	Сонкор-9601	0,04	8	2
6	Сонкор-9601	0,12	2	1
7	Сонкор-9701	0,02	14	4
8	Сонкор-9701	0,04	7	1,5
9	Сонкор-9701	0,12	1	0,5

Таблица 3
№№ п/п	№ состава из табл.1	Проницаемость керна, мкм2	Состояние эмульсии на выходе из керна
1	2	3	стаб. эмульсия
2	3	1	стаб. эмульсия
3	4	1	стаб. эмульсия
4	5	0,5	стаб. эмульсия
5	6	0,2	стаб. эмульсия
6	7	0,2	стаб. эмульсия
7	8	0,2	стаб. эмульсия
8	9	0,5	стаб. эмульсия
9	10	3,0	стаб. эмульсия
10	11	3,0	стаб. эмульсия
11	12	3,0	стаб. эмульсия
12	13	3,0	стаб. эмульсия
13	14	3,0	стаб. эмульсия
14	15	0,5	стаб. эмульсия
15	16	3	стаб. эмульсия
16	17	3	стаб. эмульсия
17	5	0,05	Эмульсия расслаивается на 2 фазы
18	18	4	стаб. эмульсия
19	19	4	стаб. эмульсия
20	прототип	18	стаб. эмульсия
21	прототип	14	Эмульсия расслаивается на 2 фазы
22	прототип	10	Эмульсия расслаивается на 2 фазы