Результат интеллектуальной деятельности: Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором при естественном режиме, без теплового воздействия.

Известны составы для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора для интенсификации добычи нефти, увеличения приемистости скважин на основе соляной кислоты (RU, пат. 2106487, Е21В 43/27, 1998; пат. 2178068, Е21В 43/22, Е21В 43/321, 2000; пат. 2269563, С09К 8/72, 2004; пат. 2293101, Е21В 43/27, 2007, пат. 2305696, С09К 8/72, 2007), содержащие поверхностно-активные вещества. Недостатками этих составов являются высокая скорость растворения карбонатов, что снижает глубину обработки пласта, при использовании жидких кислотных составов возникают проблемы с приготовлением составов и дополнительные расходы при транспортировке и хранении данных составов.

Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны пласта для интенсификации работы нагнетательных и добывающих скважин, включающие поверхностно-активное вещество (ПАВ), полимер или эмульсию полимера в масле и соляную кислоту или смесь кислот (RU, пат. 2294353, С09К 8/72, С09К 8/528, 2007; пат. 2379327, С09К 8/74. 2010). Составы, кроме снижения скорости реагирования кислотного состава с породой, позволяют увеличить охват пласта воздействием. Однако составы имеют реологические свойства (низкую вязкость), не сопоставимые с реологическими свойствами высоковязкой нефти.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. неионогенного и анионактивного поверхностно-активныого вещества - НПАВ и АПАВ, где в качестве указанных ПАВ используют комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1, 1.0-15.0% мас. борной кислоты, 10.0-90.0% мас. глицерина и воду (RU, пат. 2546700, С09К 8/584, С09К 8/74, 2014). Состав оказывает комплексное воздействие на месторождение, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения. Однако реологические характеристики состава находятся в достаточно узком диапазоне, поэтому у состава ограничена возможность регулирования физико-химических, реологических, поверхностно-активных свойств и скорости растворения карбонатного коллектора, необходимых для более эффективного нефтевытеснения.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности состава для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические, реологические, поверхностно-активные свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора, подстраивая их под условия конкретных месторождений.

Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1, борную кислоту и глицерин, дополнительно содержит электролит: AlCl₃ или FeCl₃, или FeCl₂, или MgCl₂, при следующем соотношении компонентов, % мас.:

Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим», г. Нижнекамск, по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH₂CH₂O)_nH, где Аг - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С₉-С₁₂, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.

Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ», г. Москва, по ТУ 2483-015-17197708-97, представляет собой подвижную коричневую жидкость. Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%).

NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой прозрачные маслянистые жидкости от бесцветного до светло-желтого цвета.

Алкилсульфонат волгонат (Волгоградский ОАО «Химпром»), ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SO₂ONa с длиной цепи алкильного радикала R C₁₁-C₁₈, полученного из н-парафинов.

Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. Я.М. Свердлова, г. Дзержинск, по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула C_nH_2n+1C₆H₄SO₃Na, где n=12-18.

Борная кислота выпускается по ГОСТ 9656-75, представляет собой кристаллический порошок белого цвета. Химическая формула Н₃ВО₃.

Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Глицерин дистиллированный выпускается по ГОСТ 6259-75, представляет собой густую, бесцветную, прозрачную гигроскопическую жидкость, смешивается с водой в любых соотношениях. Химическая формула С₃Н₅(ОН)₃. Глицерин технический - отход получения биотоплив, его ориентировочный состав: глицерин - 80÷82%; вода - 10÷45%; NaCl - 5÷7%, плотность при 20°С - 1,27 г/см³.

Алюминий хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 3759-75, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - AlCl₃⋅6Н₂О.

Хлорид железа (II) 4-х водный выпускается по ТУ 6-02-609-86, представляет собой бесцветные кристаллы, желтеющие на воздухе. Хорошо растворим в воде. Химическая формула - FeCl₂⋅4Н₂О.

Хлорид железа (III) 6-ти водный выпускается по ГОСТ 4147-74, представляет собой мягкую кристаллическую массу или куски желто-бурого цвета, растворим в воде, спирте и эфире, гигроскопичен. Химическая формула - FeCl₃⋅6Н₂О.

Магний хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 7204-77, представляет собой бесцветные кристаллы. Химическая формула - MgCl₂⋅6Н₂О.

Влияние электролитов AlCl₃, FeCl₃, FeCl₂, MgCl₂ на физико-химические и реологические свойства растворов состава представлены на фиг. 1, 2.

Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, вязкость - вибрационным методом с использованием вискозиметра «Реокинетика», измерения проводили при температуре 20°С. рН растворов определяли потенциометрическим методом с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments, измерение межфазного натяжения - сталагмометрическим методом. Реологические свойства определяли с помощью метода ротационной вискозиметрии с использованием ротационного вискозиметра "Реотест-2.1.М" (измерительная система коаксиальных цилиндров S/S1). При различных скоростях сдвига получены реологические кривые течения растворов композиции, определены значения вязкостей.

Значения рН известного состава составляют 1.5-5.1 ед. рН. При добавлении электролитов с концентрациями от 0.5 до 20% мас. значения рН растворов состава снижаются. Добавление AlCl₃ снижает рН раствора предлагаемого состава до минус 0.54-2.53 ед. рН, FeCl₂ - 0.65-2.4 ед. рН, FeCl₃ - минус 0.25-1.5 ед. рН и MgCl₂ - 0.52-2.5 ед. рН. Более низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволят более длительное время в пластовых условиях при разбавлении взаимодействовать с породой, увеличивая проницаемость карбонатного коллектора, кроме того при этом увеличивается радиус действия состава.

Значение вязкости известного состава, содержащего 1.5% мас. ПАВ, 5% мас. борной кислоты и 50.0% мас. глицерина, составляет 5.8 мПа⋅с. Добавление электролитов с различными концентрациями (от 0.5 до 20.0% мас.) повышает вязкость состава. При добавлении к раствору с таким же соотношением компонентов (борной кислоты и глицерина) электролита - FeCl₃ значения вязкости раствора предлагаемого состава находятся в интервале от 6.5 до 212.0 мПа⋅с, FeCl₂ - от 5.9 до 370.0 мПа⋅с, MgCl₂ - от 5.2 до 2670.0 мПа⋅с и AlCl₃ - от 6.5 до 22750.0 мПа⋅с, плотность при этом увеличивается до 1.14-1.36 г/см³, что позволяет в широких пределах регулировать физико-химические и реологические свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора. Увеличение вязкости состава до величины, сопоставимой с вязкостью нефти, обеспечит «поршневое» вытеснение нефти» и выравнивание фронта нефтевытеснения в пластовых условиях. К тому же, высокая вязкость предлагаемого состава снижает скорость растворения карбонатной породы, что также увеличивает длительность эффективной работы состава в пласте.

Добавление электролитов к предлагаемому составу снижает межфазное натяжение растворов на границе с нефтью Усинского месторождения минимально на 40-50%, максимально в 4-7 раз, что также должно обеспечить дополнительное вытеснение нефти.

При исследовании реологических свойств установлено, что растворы предлагаемого состава являются ньютоновскими жидкостями, то есть зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига имеет линейный характер и значения вязкости не зависят от скорости сдвига, что способствует выравниванию профиля вытеснения нефти из неоднородной по проницаемости среды, более эффективному нефтевытеснению в пластовых условиях, фиг. 2.

Исследование совместимости растворов предлагаемого состава с минерализованными пластовыми водами показало, что при разбавлении растворов в 2 раза моделью сеноманской воды (плотность - 1.01 г/см³, минерализация - 16.5 г/л) и моделью пластовой воды (плотность - 1.18 г/см³, минерализация - 193.1 г/л), получаются прозрачные растворы.

Растворы предлагаемого состава являются низкозастывающими, совместимыми с минерализованными пластовыми водами. В зависимости от вида электролита и его концентрации в растворе предлагаемого состава можно регулировать для конкретных условий нефтяных месторождений в широком пределе физико-химические, реологические и поверхностно-активные свойства растворов при применении их в нефтедобывающей отрасли для интенсификации разработки залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором. Низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволяют использовать растворы состава для увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта более длительное время. Низкие значения межфазного натяжения растворов состава на границе с нефтью Усинского месторождения и их более высокая вязкость обеспечивают высокую степень вытеснения нефти и выравнивание профиля вытеснения. Предлагаемый состав в пластовых условиях длительное время оказывает комплексное положительное воздействие на нефть и породу-коллектор месторождения, способствует интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором.

Физико-химические свойства растворов предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов приведены в таблице 1.

Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к карбонатным породам, определяли по скорости реакции растворов с мрамором гравиметрическим методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещали их в стеклянные ячейки, заливали раствором и выдерживали при температуре 23°С в течение 24 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:

V_p=(m₀-m)/(S⋅τ),

где V_p - скорость реакции, г/м²⋅ч;

m₀ - масса куска мрамора до проведения опыта, г;

m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;

S - площадь куска, м²;

τ - время опыта, ч.

Результаты испытаний растворяющей способности состава приведены в таблице 2. По этой же методике провели испытания растворяющей способности по отношению к карбонатному коллектору предлагаемого состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, табл. 2. Скорость растворения карбонатной породы в растворах предлагаемого состава при разбавлении пресной водой повышается за счет снижения вязкости при сохранении достаточно низких значений рН растворов.

Кроме того, оценку эффективности предлагаемого состава проводили в лабораторных условиях по динамике растворения мраморного кубика, выдержанного в растворах состава.

Динамику растворения мраморного кубика определяли гравиметрическим методом при исследовании потери массы образцов мрамора, помещенных в растворы предлагаемого состава и состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, на 1-7 суток при температуре 23°С. Результаты приведены в таблицах 3, 4.

Приводим примеры конкретных составов.

Пример 1. Прототип. К 435.0 гр пресной воды добавляют 10.0 гр неонола АФ9-12, 5.0 гр волгоната, 50.0 гр борной кислоты и 500.0 гр глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина и 43.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Пример 2. 20.0 гр Нефтенола ВВД, 50.0 гр борной кислоты, 271.0 гр AlCl₃⋅6H₂O и 500.0 гр глицерина добавляют к 159.0 гр воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 15.0% мас. AlCl₃ и 28.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Пример 3. К 500.0 гр глицерина добавляют 10.0 гр NP-50, 5.0 гр волгоната, 50.0 гр борной кислоты, 90.0 гр AlCl₃⋅6H₂O и 345.0 гр пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 5.0% мас. AlCl₃ и 38.5% мас. воды. Результаты исследований приведены в таблицах 1-4.

Пример 4. 10.0 гр Нефтенола ВВД, 50.0 гр борной кислоты, 500.0 гр глицерина и 16.4 гр FeCl₃⋅6H₂O добавляют к 423.6 гр воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 1.0% мас. FeCl₃, 50.0% мас. глицерина и 43.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Пример 5. К 106.0 гр пресной воды добавляют 700.0 гр глицерина, 10.0 гр неонола АФ9-12, 5.0 гр волгоната, 100.0 гр борной кислоты и 79.0 гр FeCl₂⋅4H₂O. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 10.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. FeCl₂, 70.0% мас. глицерина и 13.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Пример 6. 10.0 гр NP-40, 5.0 гр сульфанола, 50.0 гр борной кислоты, 333.0 гр FeCl₃⋅6H₂O и 102.0 гр пресной воды добавляют к 500.0 гр глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. NP-40, 0.5% мас. сульфанола, 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. FeCl₃, 50.0% мас. глицерина и 23.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1-4.

Пример 7. К 500.0 гр глицерина добавляют 10.0 гр NP-40, 5.0 гр NPS-6, 50.0 гр борной кислоты, 31.4 гр FeCl₂⋅4H₂O и 403.6 гр пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. NP-40, 0.5% мас. NPS-6, 5.0% мас. борной кислоты, 2.0% мас. FeCl₂, 50.0% мас. глицерина и 41.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1-4.

Пример 8. 40.0 гр Нефтенола ВВД, 10.0 гр борной кислоты, 100.0 гр глицерина и 213.0 гр MgCl₂⋅6H₂O добавляют к 637.0 гр пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 1.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. MgCl₂, 10.0% мас. глицерина и 75.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Пример 9. 10.0 гр Нефтенола ВВД, 150.0 гр борной кислоты и 11.0 гр MgCl₂⋅6H₂O добавляют к 829.0 гр глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 15.0% мас. борной кислоты, 0.5% мас. MgCl₂, 82.9% мас. глицерина и 0.6% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Таким образом, добавление электролитов позволяет регулировать физико-химические, реологические и поверхностно-активные свойства растворов предлагаемого состава в более широких пределах. Низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволяют использовать растворы состава для увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта более длительное время. Низкие значения межфазного натяжения растворов состава на границе с нефтью Усинского месторождения и их более высокая вязкость обеспечивают высокую степень вытеснения нефти и выравнивание профиля вытеснения. Предлагаемый состав в пластовых условиях длительное время оказывает комплексное положительное воздействие на нефть и породу-коллектор месторождения, способствует интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором.