Результат интеллектуальной деятельности: ГИДРОФОБНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для обработки карбонатных пластов с целью повышения продуктивности, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопритока.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (АС №1770556, E21B 43/24, от 24.07.1990 г.), включающий 12,5-24,0%-ный водный раствор соляной кислоты (об. %) 80-90 и поверхностно-активное вещество (ПАВ) - оксиэтилированный изононилфенол с 6 М окиси этилена АФ 9-6 (об. %) 10-20.

Недостатком указанного состава является недостаточная глубина проникновения в пласт вследствие высокой скорости реагирования с карбонатами.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов (Патент №2293101, С09К 8/72 от 02.11.2005 г.), включающий, мас. %: соляную кислоту 7-19, растворитель 10-45, ПАВ 0,1-3,0, ортофосфорную кислоту 4-14, воду - остальное.

Недостатком данного состава является высокая скорость растворения карбонатов, что снижает глубину обработки пласта.

Известна гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора (АС СССР №861561, МПК E21B 43/27, от 28.10.1976 г.), включающая, об. %: дизельное топливо 16-17, сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла 3-4, раствор соляной кислоты (15%-ный) - остальное.

Недостатками указанной известной эмульсии являются высокие значения вязкости, что осложняет процесс закачки в пласт. Недостатком также является низкая стабильность.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта (Патент №2236576, E21B 43/27, от 25.08.2003 г.), содержащая, мас. %: водно-солевой раствор соляной кислоты 67, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) 1-2, ингибитор коррозии AI - 250 0,1-0,3, углеводородная жидкость - остальное.

Однако данная гидрофобная эмульсия обладает высокой скоростью растворения карбонатов, что в свою очередь снижает проникающую способность. Недостатком также является низкая стабильность эмульсии.

Целью предлагаемого изобретения является разработка гидрофобной эмульсии, повышающей эффективность обработки призабойной зоны высокообводненных скважин с карбонатным коллектором, за счет увеличения проникающей, высокой отмывающей и растворяющей способности применяемого состава с одновременной блокировкой водонасыщенных зон продуктивного пласта.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемая гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта, содержащая углеводородную жидкость, водный раствор соляной кислоты и НПАВ, в отличие от прототипа содержит в качестве углеводородной жидкости углеводородный растворитель PR-10, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор ингибированной соляной кислоты, содержащий добавку для контроля железа OSC HI-IRON в соотношении 200:1, и в качестве НПАВ - смесь НПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Соотношение содержания водного раствора ингибированной соляной кислоты и добавки для контроля железа OSC HI-IRON, указанное как 200:1, взято по массе.

Данная гидрофобная эмульсия обладает комплексными свойствами, за счет многофункциональной химической направленности входящих в нее компонентов. Экспериментально установлено, что при использовании заявляемой гидрофобной эмульсии происходит направленная глубокая обработка призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными породами, предотвращается выпадение осадков, а также предлагаемая эмульсии обладает совместимостью с пластовыми флюидами. Воздействие эмульсии не приводит к образованию больших каналов в породе, ее действие пролонгировано и ориентировано на увеличение проницаемости коллектора в более удаленной его части.

Для приготовления гидрофобной эмульсии были использованы следующие вещества:

- Растворитель PR-10 - представляющий собой смесь предельных, нафтеновых, ароматических углеводородов и поверхностно-активных веществ, однородная жидкость от светлого до темно-коричневого цвета с плотностью 0,706 г/см³, выпускается по ТУ 2411-007-83716345-2010;

- Смесь НПАВ, например, таких как:

- неонол Аф9-6 - оксиэтилированные алкилфенолы с числом молей окиси этилена 6, по ТУ 2483-077-05766801-98;

- Эмульгатор RQ-737 марка В - углеводородный раствор оксиэтилированных жирных спиртов и четвертичных аминов, однородная жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 0,860±0,043 г/см³, по ТУ 2458-020-83716345-2014;

- Эмульгатор RQ-737 марка А - водно-спиртовый раствор оксиэтилированных и оксипропилированных спиртов, однородная жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 0,960±0,048 г/см³, по ТУ 2458-020-83716345-2014;

- водный раствор ингибированной соляной кислоты с массовой концентрацией хлористового водорода 15%, по ТУ 481482;

- добавка для контроля железа OSC HI-IRON, амино-спиртовой и меркапто-спиртовой растворы с добавлением дихлорида меди, от прозрачного до янтарно-желтого цвета жидкость с плотностью 1,10 г/см³ по ТУ 2458-002-30706536-2015.

Заявляемая эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением, путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Полученная эмульсия характеризуется вязкостью 71 сПз при скорости сдвига 300 об/мин.

Предлагаемая гидрофобная эмульсия была испытана в лабораторных условиях. Для исследований готовили растворы с различным содержанием компонентов. Эмульсия изучалась стандартными методами.

Оценку эффективности по определению стабильности проверяли при температуре 40 и 80°С (Табл. 1).

Эксперименты проводились над карбонатной породой доломитом IV фракции воздействием заявляемой гидрофобной эмульсией и незаэмульгированной кислотой. В колбу Вюрца (или в колбу с насадкой Вюрца), соединенную резиновым шлангом с верхним концом бюретки объемом 50 мл, помещали 1 г доломита, затем добавляли 2 мл исследуемой гидрофобной эмульсии и закрывали колбу резиновой пробкой. Аналогично проводили опыты с добавлением незаэмульгированной кислоты. Скорость реакции оценивалась по скорости выделения углекислого газа или объему выделившегося углекислого газа в единицу времени. Лучшие результаты по снижению скорости взаимодействия с доломитом и по устойчивости дала предлагаемая гидрофобная эмульсия, что подтверждается из приведенного графика кинетики взаимодействия с карбонатной породой (Рис. 1).

Оценку эффективности использования эмульсии в неоднородных по проницаемости пластах проверяли по изменению вязкости. Лабораторные исследования проводились в соответствии с ГОСТ 1929 при комнатной и пластовой температурах. Измерения проводили на ротационном вискозиметре Fann-35 при различных скоростях сдвига. Вязкость в таблице (Табл. 2) приведена в сПз.

Различное содержание компонентов эмульсии смешивали с пластовыми флюидами, такими как пластовая вода и нефть. Пластовая вода ρ=1,16 г/см³, нефть ρ=0,88 г/см³.

Полученные результаты показывают, что при разбавлении эмульсии пластовой водой вязкость значительно возрастает, что позволяет временно снизить проницаемость водонасыщенных пропластков. Одновременно снижается скорость реагирования ингибированной кислоты с карбонатной породой. При попадании закачанной эмульсии в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки вязкость гидрофобной эмульсии понижается, а скорость реагирования с карбонатной породой возрастает. Заявляемая гидрофобная эмульсия является высокоселективным реагентом для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных пластов.

После перераспределения фильтрационных потоков и выдерживания на реагирование происходит распад эмульсии, обусловленный потерей концентрации ингибированной соляной кислоты и вязкости эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз, которые легко вымываются из пласта, что наиболее эффективно при обработке призабойной зоны добывающих скважин.

Скорость взаимодействия гидрофобной эмульсии с породой пласта уменьшается за счет содержания в эмульсии смеси НПАВ. Значительное снижение скорости реагирования с породой пласта также обеспечивается увеличением вязкости эмульсии. Совокупное действие подобранных компонентов гидрофобной эмульсии приводит к увеличению охвата пласта кислотным воздействием.

Конкретные примеры использования состава.

Пример 1.

Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Утевское в добывающей скважине №121, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 2795 м, температура пласта 71°С. Обрабатываемый интервал 2795-2850 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,0, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, эмульгатор RQ-737 марка А) 2,5, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 82,5.

В обрабатываемый интервал 2795-2850 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 57,605 т/сут.

Пример 2.

Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Кулешовское в добывающей скважине №978, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 1677 м, температура пласта 48°С. Обрабатываемый интервал 1677-1722 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,7, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, эмульгатор RQ-737 марка А) 2,6, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 81,7.

В обрабатываемый интервал 1677-1722 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 25,69 т/сут.

Пример 3.

Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Западно-Коммунарское в добывающей скважине №20, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 1679 м, температура пласта 45°С. Обрабатываемый интервал 1679-1681 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,0, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, неонол Аф9-6) 2,5, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 82,5.

В обрабатываемый интервал 1679-1681 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении, согласованном с Заказчиком. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 24,032 т/сут.

Таким образом, использование предлагаемой гидрофобной эмульсии при вводе скважины в эксплуатацию дает средний прирост дебита нефти более 24 т/сут.

Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Западно-Коммунарское в добывающей скважине №20, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 1679 м, температура пласта 45°C. Обрабатываемый интервал 1679-1681 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,0, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, неонол Аф9-6) 2,5, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 82,5.

В обрабатываемый интервал 1679-1681 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении, согласованном с Заказчиком. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 24,032 т/сут.

Таким образом, использование предлагаемой гидрофобной эмульсии при вводе скважины в эксплуатацию дает средний прирост дебита нефти более 24 т/сут.