состав для обработки карбонатных пластов

Формула изобретения

Состав для обработки карбонатных пластов, включающий полигликоли и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит отходы производства этилового спирта, полисахариды - отходы производства сахара или многоатомных спиртов и ингибитор коррозии ИКУ-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полигликоли	8-12
Отходы производства этилового спирта	0,1-10
Полисахариды	6-10
Ингибитор коррозии ИКУ-1	0,01-1
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации притока нефти и газа из пласта.

Известен раствор на основе соляной кислоты (Логинов Б.Г., Малышев Л.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966). Недостатком этого раствора является высокая скорость реакции с формированием максимального числа каналов растворения в прискважинной зоне в ущерб эффективности его проникновения вглубь пласта, в результате чего объект не полностью охватывается воздействием.

Также известен состав (патент RU 2076204, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.03.1997), содержащий водный раствор 10-12% соляной кислоты, диэтиленгликоль и специально препарированный для замедления реакции кислоты с карбонатной породой поверхностно-активным веществом - пенообразователем ПО-1. Недостатком данного раствора является малая растворяющая способность нефтенасыщенной части коллектора, в результате чего обеспечивается увеличение проницаемости лишь в промытой (водонасыщенной) части пласта, в то время как нефтенасыщенная его часть обрабатывается незначительно. Это приводит к быстрому росту обводненности продукции и низкой эффективности последующих обработок.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является состав (патент RU 2184224, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.06.2002), содержащий раствор соляной кислоты 13,5% концентрации, полигликоли, оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК) и товарную форму неонола АФ9-12 (СНО-4Б) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

HCl (13,5% концентрации)	96-80
Полигликоли	3,8-15
ОЖК	0,1-2
СНО-4Б	0,1-3

Недостатком этого раствора является малая растворимость нефтенасыщенной карбонатной породы, кроме того, ряд компонентов, входящих в его состав (ОЖК и СНО-4Б) уже не производятся в РФ, что затрудняет практическое использование данного состава.

Технический результат - уменьшение скорости реакции и растворяющей способности состава в водонасыщенной части пласта с параллельным увеличением растворяющей способности в нефтенасыщенной его части.

Состав для обработки карбонатных пластов, включающий полигликоли и воду, дополнительно содержит отходы производства этилового спирта, полисахариды - отходы производства сахара или многоатомных спиртов и ингибитор коррозии ИКУ-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полигликоли	8-12
Отходы производства этилового спирта	0,1-10
Полисахариды	6-10
Ингибитор коррозии ИКУ-1	0,01-1
Вода	Остальное

В исследованиях для приготовления состава использовались следующие реагенты.

Полигликоли - реагент Гликойл, ТУ 2422-130-05766801-2003, выпускается на ОАО "Нижнекамскнефтехим". Полигликоли, получаемые при гидратации окиси этилена, представляют собой смесь гликолей (диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля и т.д.).

Отходы производства этилового спирта - концентрат головных примесей этилового спирта (КГПЭС), ТУ 9182-478-00008064-2002.

Отходы производства сахара (ОПС) по ГОСТ 18-385-82.

Отходы производства многоатомных спиртов (ОПМС) по ТУ 64-19-1-91.

ИКУ-1 - ингибитор коррозии стали, представляет собой четвертичную соль на основе хинолина и хлористого бензила. Выпускается по ТУ-2415-005-12749890-2000 НПФ "Трибоника".

Методика лабораторных исследований заключалась в следующем.

В качестве карбонатной породы брали нефтенасыщенный образец керна каширо-подольских отложений Вятской площади Арланского месторождения. Его дезинтегрировали и отобрали фракцию 1-2 мм. Исследования были проведены как для условий промытой зоны пласта, так и для условий начальной нефтенасыщенности. В первом случае эксперименты проводились на "чистой" поверхности после помола. Во втором случае отобранную фракцию для моделирования условий начальной нефтенасыщенности помещали на некоторое время в нефть для формирования на поверхности граничного слоя последней. После этого свободная нефть удалялась, а порода переносилась на фильтрованную бумагу для дальнейшего удаления свободной нефти. Рецептура исследуемых составов приведена в таблице.

Навеску подготовленной карбонатной породы помещали в колбу с испытуемым раствором. Выход углекислого газа, образующегося при взаимодействии растворов с известняком, характеризовал кинетику процесса. Он регистрировался с помощью газового счетчика ГСБ-400.

Из полученных данных следует, что скорость растворения водонасыщенной карбонатной породы "чистый карбонат" при применении предложенного состава уменьшается по сравнению с составом-прототипом, к тому же уменьшается полнота растворения промытой породы.

В присутствии нефти на поверхности карбонатной породы применение предложенного состава увеличивает скорость растворения нефтенасыщенной породы по сравнению с составом-прототипом при той же полноте растворения скелета.

Таким образом, применение предложенного состава позволяет снизить скорость растворения водонасыщенных пропластков и одновременно увеличить скорость и эффективность растворения нефтенасыщенных частей карбонатного пласта, что в промысловых условиях позволит достичь наибольшего эффекта от применяемой технологии в результате вовлечения в вытеснение неохваченных при заводнении целиков нефти.

Предложенный состав имеет малое поверхностное натяжение на границе с углеводородными жидкостями и обладает малой вязкостью. Благодаря этим свойствам улучшается проникающая способность рабочего агента. Состав благодаря добавлению в его состав ингибитора коррозии ИКУ-1 обладает пониженной коррозионной активностью по отношению к ГНО скважины. Кроме того, в составе присутствуют отходы производства предприятий, что потенциально снижает его стоимость в сравнении с прототипом и как результат себестоимость 1 тонны дополнительно добытой нефти.

Технология проведения обработки не меняется по сравнению с известной и не требует применения специального оборудования

Таблица Рецептура составов
Составы	Содержание компонентов, мас.%
	Полисахариды	Полигликоли	КГПЭС	ИКУ-1	Вода
1	10 (ОПС)	8	0,1	0,01	81,89
2	9 (ОПС)	9	2	0,02	79,98
3	7 ОПМС	10	5	0,5	77,5
4	6 ОПМС	12	9	1	72