модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта

Формула изобретения

1. Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта, характеризующийся тем, что содержит хлорид калия или хлорид натрия, ингибиторы солеотложения - сухую смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфоновой кислот; гидрофобизатор, содержащий в качестве активного вещества алкилированные третичные амины, либо их соли, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

хлорид калия или хлорид натрия	50
оксиэтилидендифосфоновая кислота	20
нитрилотриметилфосфоновая кислота	5
гидрофобизатор	25

2. Модификатор по п.1, характеризующийся тем, что сухая смесь гидрофобизатора также включает соли аммония.

3. Модификатор по п.2, характеризующийся тем, в качестве солей алкилированных третичных аминов применяют хлорид алкилтриметиламмония.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для модификации фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

В настоящее время известны различные составы, применяемые в качестве модификаторов коллекторских свойств пласта.

Так, из описания к патенту РФ № 2232872 (опубликован 20.07.2004) известен состав для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне, представляющий собой углеводородную эмульсию с гидрофобными частицами сажи из тонкодисперсного углерода с диаметром частиц не более 0,1 мкм в количестве 2-5 вес.% и поверхностно-активным веществом.

Также из описания к патенту РФ № 2144132 (опубликован 10.01.2000) известен состав, используемый для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, представляющий собой обратную эмульсию на углеводородной и водной основах, водная основа содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) и водорастворимую соль одного или нескольких видов. В качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с плотностью, превышающей плотность пластовой жидкости. Она содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество катионоактивного типа в количестве, обеспечивающем понижение межфазного натяжения на контакте водного солевого раствора с углеводородом в стволе скважины и нефтью призабойной зоны. Порцию обратной эмульсии готовят при соотношении углеводорода и водной основы в пределах (0,5:1)-(1:1). Плотность водного раствора поверхностно-активного вещества превышает плотность технологической жидкости.

Недостатками известных составов являются технологически сложная схема приготовления водно-углеводородных и обратных эмульсий в условиях низких температур, характерных для условий нефтедобычи в основных нефтедобывающих районах РФ: Коми, ХМАО-Югры и ЯНАО. Необходимый в этих случаях подогрев жидкостей приводит к разрушению создающейся эмульсии либо к распаду поверхностно-активного вещества вследствие превышения температурных пределов при нагревании. Данные технологии возможно использовать в промышленном масштабе только в теплое время года.

Наиболее близким аналогом к патентуемому составу является состав стабилизатора коллекторских свойств продуктивного пласта, содержащий, мас.%: нитрилотриметилфосфоновую кислоту 2,5-20, оксиэтилидендифосфоновую кислоту 2,5-60, катионоактивное поверхностно-активное вещество 1,0-40, гидрофобизатор - гидрофобную кремнийорганическую жидкость (ГКЖ) 0,5-10,0, поглотитель влаги 5-50 (патент РФ № 2312880, опубликован 20.12.2007).

Недостатком известного состава является необходимость использования в качестве гидрофобизатора ГКЖ, применение которой приводит к резкому росту межфазного натяжения на границе раздела фаз: водный раствор состава в который входит ГКЖ и нефти, а также применение поглотителя влаги.

Техническим результатом патентуемого решения является модификация фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличения фазовой проницаемости по нефти без изменения величины абсолютной фазовой проницаемости обработанной породы продуктивного пласта.

Результатом применения патентуемого решения будет изменение коэффициентов охвата и коэффициентов заводнения пласта, что позволит повысить коэффициент извлечения нефти.

Заявленный технический результат достигается за счет использования состава модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта, содержащего хлорид калия или хлорид натрия, ингибиторы солеотложения - сухую смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфоновой кислот; гидрофобизатор в виде сухой смеси, содержащей в качестве активного вещества алкилированные третичные амины либо их соли, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

хлорид калия или хлорид натрия - 50,

оксиэтилидендифосфоновая кислота - 20,

нитрилотриметилфосфоновая кислота - 5,

гидрофобизатор - 25.

Соотношение оксиэтилидендифосфоновой кислоты к нитрилотриметилфосфоновой в ингибиторе солеотложения предпочтительно выбирать равным 80:20.

Сухая смесь гидрофобизатора также может включать соли аммония.

В качестве солей алкилированных третичных аминов может применяться хлорид алкилтриметиламмония.

Также состав сухой смеси гидрофобизатора, вместо солей аммония, может содержать нитрат аммония.

Применяемый в композиции хлорид калия предназначен для обработки терригенных заглинизированных коллекторов. Используется в качестве эффективного ингибитора глинонабухания за счет замещения ионов натрия в глине на ионы калия и уменьшения таким образом эффективного радиуса глинистой частицы. В случае обработки пластов карбонатного типа в качестве утяжелителя водного раствора для лучшего его проникновения в пласт вместо хлорида калия используют хлорид натрия.

При этом хлорид калия используется в виде калия хлористого мелкого, калия хлористого гранулированного, калия хлористого розового, а хлорид натрия - в виде натрия хлористого технического.

Использование в составе смеси сухих фосфоновых кислот (нитрилотриметилфосфоновой НТФ и оксиэтилидендифосфоновой ОЭДФ) при соотношении 20:80 позволит повысить эффективность ингибирования солеотложений и их удаление из пор пласта с подземного глубинно-насосного оборудования.

Гидрофобизатор, содержащий в качестве активного вещества алкилированные третичные амины либо их соли, приводит к устойчивой гидрофобизации пористой поверхности пласта и изменяет фазовую проницаемость по воде и нефти.

Гидрофобизатор, в качестве которого используются алкилированные третичные амины либо их соли, в конкретном случае представляет собой жидкую смесь катионоактивных третичных аммониевых соединений и/или солей третичных аммониевых соединений, в качестве которых выступает хлорид алкилтриметиламмония. Для перевода гидрофобизатора в сухую форму предлагается нанесение жидкого гидрофобизатора на соли аммония, в качестве которых могут выступать как по отдельности, так и совместно: хлорид аммония, сульфат аммония, нитрат аммония, с последующей сушкой, при этом Гидрофобизатор применяют в количестве 0,1-4% по активному веществу.

Перечисленные соли аммония выступают в качестве носителя при получении гидрофобизатора в сухом виде.

При этом следует отметить, что данные вещества не обладают никакими гидрофобизирующими свойствами и не могут рассматриваться как активное вещество гидрофобизатора. Вместо указанных носителей может выступать любая соль: хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и т.п.

Сухой вид гидрофобизатора получают следующим образом:

В сушильный барабан вращательного типа с нагревательными элементами, расположенными с внешней стороны барабана и обеспечивающими равномерный нагрев его содержимого с плавным регулированием температуры нагрева от 50°C до 60°C загружают 243,5 кг солей аммония, после чего через дозатор добавляют 26 кг водного раствора смеси катионоактивных третичных аммониевых соединений и/или солей третичных аммониевых соединений, в качестве которых выступает хлорид алкилтриметиламмония, содержащих 6,5 кг активного вещества. При включенном вращении и нагревании до указанных температур смесь сушится до достижения влажности 1,0-1,5%.

Технология производства модификатора заключается в смешении указанных в формуле изобретения компонентов в смесителе вращательного типа в течение не менее 1 часа. После окончания смешения готовый продукт расфасовывают.

Для обработки скважины готовится водный раствор модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта. Раствор готовится путем растворения в емкости с водой необходимого количества модификатора с последующим перемешиванием до полного растворения его в воде.

Далее изобретение поясняется с помощью примеров.

Пример 1.

В республике Коми при обработке терригенного пласта D₂st применялся модификатор следующего состава:

Хлорид калия - 50,

Оксиэтилидендифосфоновая кислота - 20,

Нитрилотриметилфосфоновая кислота - 5,

Гидрофобизатор - 25, который содержал алкилированные третичные амины, соли аммония.

Геолого-технические данные скважины:

Диаметр эксплуатационной колонны 168 мм

Интервал перфорации, м пласта D₂ st.: 3433,0-3434,4 м.; 3439,0-3440,0 м.; 3441,4-3442,2 м.; 3444,0-3446,8 м.; 3447,8-3449,6 м.; 3454,8-3457,8 м.; 3460,6-3462,0 м.; 3468,6-3471,6 м. Общая величина интервала перфорации 15 метров

Пластовое давление 206 атм,

Глинистость коллекторов составляет 2.1-14.1%, в среднем 6.3%. Карбонатность незначительная - 0.5-3.8%.

Открытая пористость коллекторов по данным исследований керна изменяется от 6 до 19.4% при заметном преобладании К_п=14-16%, в среднем составляя 13.9%.

Газопроницаемость коллекторов колеблется от 1.0 до 1350.3*10^-3 мкм² при среднегеометрическом значении 199.5*10^-3 мкм². Подавляющее большинство исследованных образцов керна имеют К_пр>100.0*10 ^-3 мкм²

Перед обработкой скважины готовился 6% водный раствор модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта. Раствор готовился путем растворения в емкости с водой объемом 28,2 м3 1800 кг модификатора с последующим перемешиванием до полного растворения модификатора в воде.

Пласт D₂st обрабатывался путем закачки 30 м³ 6% водного раствора модификатора из емкости с готовым раствором в пласт через отверстия перфорации цементировочным агрегатом ЦА-320, при этом в начале закачки давление закачки и давление в затрубном пространстве было «0» атм., а при окончании давление закачки поднялось до 140 атм., а давление в затрубном пространстве поднялось до 50 атм. После окончания закачки была выдержка модификатора в пласте на протекание реакции 24 часа.

Результаты промыслового испытания технологии модификации фильтрационных свойств продуктивного пласта:

Дебит по жидкости перед остановкой скважины 25 мая:

в периоде март-май 2012 80 м³/сут

- обводненность продукции 87%

- нефть 10,4 м ³/сут

- Дебит по жидкости после обработки сентябрь 2012:

- 28,8 м³/сут

- обводненность продукции 0,12%

- нефть 28,76 м³сут

Увеличение добычи нефти за истекшие с момента запуска скважины в работу после проведенной обработки модификатором 122 суток составляет 2240 м³ или 1879 тн. При этом эффект дополнительно добытой нефти связан не с интенсификацией ее добычи, т.е одновременным приростом дебитов по жидкости и нефти, а вследствие изменения фазовых проницаемостей для воды и нефти в призабойной зоне и связанным с этим перераспределением водных потоков в пласте в зоне дренирования от нагнетательной скважины к добывающим скважинам и изменением вследствие этого коэффициентов охвата пласта и заводнения, и подключением к разработке низкопроницаемых, ранее заблокированных нефтяных пропластков.

Пример 2.

В республике Удмуртия при проведении опытно-промысловых работ по применению технологии, совмещающей глушение с мягкой обработкой пласта водный раствор модификатора фильтрационных свойств применялся на карбонатном пласте верейского горизонта. Применялся модификатор следующего состава масс.%:

Хлорид натрия - 50,

Оксиэтилидендифосфоновая кислота - 4,

Нитрилотриметилфосфоновая кислота- 1,

Гидрофобизатор - 45,

который содержал алкилированные третичные амины, соли аммония.

Геолого-технические данные скважины:

Эксплуатационная колонна 146 мм

На глубине 1374 м пробурен боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтального участка 150 м

Текущий забой 1375 м.

Пластовое давление 123,4 атм,

Плотность пластовой воды 1,05 г/см³

Перед обработкой скважины готовилось 2 раствора модификатора:

Раствор № 1 - 1% водный раствор модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта. Раствор готовился путем растворения в емкости с водой объемом 7 м3 70 кг модификатора с последующим перемешиванием до полного растворения модификатора в воде. Плотность раствора № 1 составляла 1,18 г/см³.

Раствор № 2 - 0,2% водный раствор модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта. Раствор готовился путем растворения в емкости с водой объемом 12 м3 24 кг модификатора с последующим перемешиванием до полного растворения модификатора в воде. Плотность раствора № 2 составляла 1,17 г/см³.

Верейский горизонт обрабатывался путем закачки 7 м³ 1% водного раствора модификатора из емкости с готовым раствором № 1 в затрубное пространство скважины цементировочным агрегатом ЦА-320, после закачки выдержка на опускание раствора 31 до забоя и проникновение в горизонтальный ствол скважины составляла 3,5 ч. Затем закачивался в затрубное пространство скважины раствор № 2. После окончания закачки растворы № № 1 и 2 находились в скважине 3 суток.

Результаты промыслового испытания технологии совмещающей глушение с мягкой обработкой пласта модификатором фильтрационных свойств:

Дебит по жидкости перед остановкой скважины 20 августа 2012:

в периоде май-август 2012 17 м³/сут

- обводненность продукции 85%

- нефть 2,3 т/сут

- Дебит по жидкости после обработки 26 августа 2012:

- 15 м³/сут

- обводненность продукции 39%

- нефть 4,8 тн/сут.

Далее приведены примеры, иллюстрирующие использование гидрофобизаторов в составе модификатора по примеру № 1, при получении которых использовались в качестве носителей различные соли.

Пример 3.

В качестве сухой смеси гидрофобизатора использовали смесь хлорида триметиламмония и носитель - хлористый кальций. Данный гидрофобизатор использовался при приготовлении опытных образцов Модификатора при испытаниях технологии совмещающей глушение с мягкой обработкой призабойной зоны пласта на скважинах ОАО Сургутнефтегаз

Результаты промыслового испытания технологии совмещающей глушение с мягкой обработкой пласта модификатором фильтрационных свойств:

Средний дебит по жидкости перед остановкой скважин 2006:

12 м³/сут

- обводненность продукции 83-90%

- нефть 1,5-2,0 т/сут

- Дебит по жидкости после обработки 2006:

- 14 м ³/сут

- обводненность продукции 62-64%

- нефть 4,4 тн/сут.

Пример 4.

Применяли сухую смесь гидрофобизатора, состоящую из хлорида триметиламмония и носителя - смеси хлорида аммония и сульфата аммония.

Данный гидрофобизатор использовался при приготовлении опытных образцов Модификатора при испытаниях технологии модификации фильтрационных свойств пласта в ОАО «Роснефть-Удмуртнефть».

Промысловые испытания на скважинах 400, 1712, 1407 ОАО «Удмуртнефть» подтвердили, что в концентрации 6% водного раствора Модификатора позволяет повысить в 2-3 раза дебит нефти в скважинах с обводненностью больше 95% за счет увеличения охвата воздействием нефтенасыщенных интервалов, и понизить обводненность скважинной продукции на 12-15%

Пример 5.

Применяли гидрофобизатор, состоящий из хлорида триметиламмония, нанесенного на хлорид аммония.

Данный гидрофобизатор использовался при приготовлении опытных образцов Модификатора при испытаниях технологии модификации фильтрационных свойств пласта в ОАО «Роснефть-Удмуртнефть».

Промысловые испытания на скважинах 464, 711, 947 ОАО «Удмуртнефть» подтвердили, что в концентрации 6% водного раствора Модификатора позволяет повысить дебит нефти на 50-70% в скважинах и понизить обводненность на 12-18% за счет увеличения охвата воздействием нефтенасыщенных интервалов.

Пример 6.

Применяли гидрофобизатор, состоящий из хлорида триметиламмония, нанесенного на носитель - хлорид аммония.

Данный гидрофобизатор использовался при приготовлении опытных образцов Модификатора при испытаниях технологии кислотной обработки с модификацией фильтрационных свойств пласта в ОАО «Негус-нефть» в 2012 г.

Промысловые испытания на скважинах 854 куст 111, ОАО «Негуснефть» подтвердили, что стандартный глинокислотный раствор 12% HCL + 3% HF + Модификатор в концентрации 1,5% позволяет повысить в дебит нефти в скважинах юрских отложений на 37% и и понизить обводненность скважинной продукции с 45% до 19%. Общий дебит по жидкости при этом не изменился.

Из приведенных выше примеров видно, что в зависимости от применяемой технологии время действия эффекта от использования данной технологии изменяется. Так для технологии совмещения глушения скважины с мягкой обработкой призабойной зоны оно составило 9 суток. Однако общим является то, что увеличение добычи нефти после проведенной обработки рабочими растворами содержащими в себе модификатором составляет от 22,5 до 1205 тн/обработку. При этом эффект дополнительно добытой нефти связан не с интенсификацией ее добычи, т.е одновременным приростом дебитов по жидкости и нефти, а вследствие изменения фазовых проницаемостей для воды и нефти в призабойной зоне и связанным с этим перераспределением водных потоков в пласте в зоне дренирования от нагнетательной скважины к добывающим скважинам и изменением вследствие этого коэффициентов охвата пласта и заводнения, и подключением к разработке низкопроницаемых, ранее заблокированных нефтяных пропластков.