Состав для регулирования проницаемости пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для снижения обводненности добываемой продукции путем закупорки обводненного коллектора и вовлечения в разработку новых зон пласта. Состав включает цеолит, соляную кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество АФ₉ - 12, анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество нефтенол Н3 или НЗН и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: цеолит 6,0-10,0; соляная кислота 6,0-10,0; НПАВ АФ₉-12 0,01-0,05; АПАВ нефтенол НЗ или НЗН 0,01-0,05; вода остальное. Технический результат - увеличение эффективности состава по снижению проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора объема попутно добываемой воды и повышению рентабельности добычи нефти. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам снижения обводненности добываемой продукции путем закупорки обводненного коллектора и вовлечения в разработку новых зон пласта.

Известен состав для регулирования проницаемости пласта на основе цеолитсодержащего компонента и соляной кислоты [А.В. Овсюков и др. Исследование свойств гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое депо, N 11, 1996, c. 25]. Недостатком состава является необеспечение необходимого снижения проницаемости высокопористых обводненных коллекторов.

Известен состав, включающий цеолит, соляную кислоту и поверхностно-активное вещество (ПАВ) АФ₉-12 [Овсюков А.В., Максимова Т.Н., Бликов С.А. и др. Исследование водоизолирующих композиция на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое дело 1997, N 2, с. 5 - 8]. Однако состав также не обеспечивает достижение достаточно высоких результатов по снижению проницаемости обводненного коллектора, обводненности продукции, добыче дополнительной нефти.

Задачей изобретения является увеличение эффективности состава по снижению проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора, объема попутно добываемой воды и повышение рентабельности добычи нефти.

Указанная задача решается тем, что в состав, включающий цеолитсодержащий компонент, соляную кислоту и поверхностно-активное вещество АФ₉-12, добавляется 0.01 - 0.05 % нефтенола НЗ или НЗН.

Применяются цеолитсодержащий компонент по ТУ 38.1011366-94, кислота соляная синтетическая техническая по ГОСТ 857-88, неонол АФ₉-12 по ТУ 38-507-63-300-93.

Нефтенол НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, маслянистая жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. Плотность при 20^oC 830 - 900 кг/м³, температура застывания минус 40^oC. Производится по ТУ 2483-007-17197708-93. Нефтенол НЗН - углеводородный раствор неионогенного ПАВ и сложных эфиров олеиновой, линолевой и смоляных кислот с триэтаноламином, подвижная жидкость коричневого цвета. Плотность при 20^oC 850 - 930 кг/м³, температура застывания минус 45^oC. Производится по ТУ 2483-012-17197708-93.

Известный и предлагаемый составы проверены в условиях лабораторного и промыслового опытов.

Пример 1. Составы испытаны в опытах по фильтрации сточной воды через пористую среду. Размеры образцов пористой среды составляют 50 мм в диаметре и 300 мм по длине. Модель наполняется кварцевым песком фракций 0.05 -1.2 мм и насыщается сточной водой плотностью 1108 кг/м³. Фильтрацию сточной воды и определение проницаемости проводили при постоянном перепаде давления. Известный и предлагаемые составы готовили смешением компонентов в растворе HCl перемешиванием магнитной мешалкой в течение 15 минут. Составы в объеме 20 мл закачивали в модель и продавливали 50 мл сточной воды, останавливали на 24 часа для реагирования. Затем определяли проницаемость. Результаты, приведенные в таблице, показывают, что известный состав, содержащий 8.0% цеолита, 8% HCl и 0.05% неонола марки АФ₉-12, обеспечивает снижение проницаемости модели пористой среды на 65.5% (оп. 5). При добавлении в состав нефтенола НЗ в количестве 0,01% наблюдается незначительное увеличение закупорки пористой среды, снижение проницаемости составляет 68.7% (оп. 6). По мере увеличения доли нефтенола до 0.04% достигнута максимальная закупорка модели, проницаемость снижается на 95.6 % (оп. 7-9). При концентрации нефтенола 0.05% снижение проницаемости составляет 92.7%. Дальнейшее увеличение концентрации нефтенола в снижении проницаемости модели положительных результатов не дало (оп. 11).

Положительное влияние нефтенола по снижению проницаемости модели наблюдается также при концентрациях цеолита 6-7% и 9-10% (оп. 1 - 4, 12 - 15). Однако дальнейшее снижение концентрации цеолита приводит к снижению эффективности процесса и чрезмерному увеличению продолжительности гелеобразования. Увеличение доли цеолита выше 10% наоборот ускоряет скорость гелеобразования и затрудняет закачку композиции в пористую среду. Эффект увеличения закупоривающей способности состава нефтенолом сохраняется при меньших долях нефтенола, но в меньшей степени (оп. 16, 17).

Пример 2. Пласт Д1 эксплуатируется одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 5.7 м. Плотность закачиваемой воды - 1118 кг/м³. Приемистость скважины при 9.5 МПа 320 м³/сут. Проницаемость пласта 0.18-0.24 мкм². Обводненность продукции добывающих скважин 93 -96%, среднесуточный дебит нефти 0.8 - 4.6 м³/сут.

В нагнетательную скважину закачали предлагаемый состав в объеме 24 м³, содержащий 8% цеолита, 8% HCl, 0.05 % неонола АФ₉-12, 0.05 % нефтенола НЗ, 83.9% воды. Состав продавили 16 м³ сточной водой. Скважину остановили на 72 часа для реагирования.

Снижение обводненности продукции добывающих скважин в течение 6 месяцев после закачивания составило 2 - 8%. Технологическая эффективность в виде дополнительной добычи нефти за анализируемый период составила 1760 тонн нефти.

Пример 3. Известный состав испытан на опытном участке, эксплуатируемом одной нагнетательной и пятью добывающими скважинами пласта Д1. Эффективная нефтепасыщенная толщина пласта - 6.2 м. Плотность закачиваемой воды 1156 кг/м³. Приемистость нагнетательной скважины при 10 МПа 300 м³/сут. Обводненность продукции добывающих скважин 92 - 94%, дебиты по нефти 0.6 - 4.3 м³/сут.

В нагнетательную скважину закачано 24 м³ известного состава, содержащего 8% цеолита, 8% HCl, 0.05% неонола АФ₉-12, 83.95% воды. Состав продавили 16 м³ сточной водой. Скважину остановили на 72 часа для реагирования.

В течение 6 месяцев после закачивания состава обводненность продукции добывающих скважин снизилась на 0.9 - 2.5%. Дополнительно добыто 900 т нефти.

Результаты показывают, что предлагаемый состав по закупоривающей способности искусственных кернов на 4.5 - 30.1% превосходит известный. Снижение обводненности продукции скважин достигает 8%. Дополнительно добыто 1760 т нефти. Применяемые реагенты выпускаются промышленностью и доступны по цене. Промысловое осуществление технологии на основе предлагаемого состава не требует нового оборудования. Состав перемешивается в поверхностных условиях и закачивается в пласт стандартным агрегатом. Реагенты имеют разрешение на применение в процессах добычи нефти и опасности для окружающей природы не представляют.

Формула изобретения

Состав для регулирования проницаемости пласта, включающий цеолит, соляную кислоту и неиногенное поверхностно-активное вещество неонол - АФ₉ - 12, отличающийся тем, что он дополнительно содержит анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество нефтенол - НЗ или НЗН при следующем соотношении компонентов, %: Цеолит - 6 - 10 Соляная кислота - 6 - 10 Неионогенное ПАВ АФ₉ - 12 маслорастворимое ПАВ - 0,01 - 0,05 Нефтенол НЗ или НЗН - 0,01 - 0,05 Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1