Состав для обработки призабойных зон скважин

 

Состав относится к нефтяной промышленности, а именно к составам для обработки призабойных зон скважин с целью повышения их приемистости или продуктивности. Техническим результатом является повышение эффективности состава для обработки добывающих и нагнетательных скважин. Состав для обработки призабойных зон скважин содержит, мас.%: поликатионит не менее 0,17, неионогенное поверхностно-активное вещество не менее 0,17, хлорид калия 1,0-2,5, хлорид натрия 2,5-4,0, вода остальное. Причем в качестве указанных хлоридов может быть использован минерал сильвинит. 1 з.п.ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к составам для обработки призабойных зон скважин с целью повышения их приемистости или продуктивности.

Известен состав для обработки скважин на основе неионогенных ПАВ (НПАВ) типа АФ_9-12 [1].

Недостатком известного состава является его низкая эффективность в условиях глинистых коллекторов.

Известен состав для обработки скважин [2], представляющий собой водный раствор реагента - понизителя набухания глин полидиметилдиаллиламмоний хлорида (ВПК-402).

Недостатком известного состава является невысокая эффективность, особенно в условиях добывающих скважин, проявляющаяся низкими приростами коэффициента вытеснения нефти.

Наиболее близок к предлагаемому состав для обработки призабойных зон скважин, включающий, мас.%: катионный полиэлектролит полидиметилдиаллиламмоний хлорид 2-5, хлорид калия 1.0-2.5, неионогенное ПАВ полигликоль 0.1-0.5, вода - остальное [3].

Недостатком известного состава является невысокая эффективность, особенно в условиях добывающих скважин, проявляющаяся низкими приростами коэффициента вытеснения нефти.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности состава для обработки добывающих и нагнетательных скважин.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойных зон скважин, содержащий поликатионит, неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, хлорид калия и воду, дополнительно содержит хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: Поликатионит - Не менее 0,17 Неионогенное ПАВ - Не менее 0,17 Хлорид калия - 1,0-2,5 Хлорид натрия - 2,5-4,0 Вода - Остальное Причем в качестве указанных хлоридов он может содержать минерал сильвинит.

Авторами в процессе эксперимента установлено, что поликатионит в смеси с неионогенным ПАВ - НПАВ, будучи растворен в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия, снижает набухание глин лучше, чем состав - наиболее близкий аналог. Также экспериментально установлено оптимальное массовое соотношение компонентов в смеси хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1. Соответственно в качестве смеси указанных хлоридов применялся минерал сильвинит, который содержит хлорид калия - не менее 20%, хлорид натрия - остальное.

Состав готовят растворением навесок поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия.

Эффективность предлагаемого состава доказана в лабораторных условиях. Эксперименты проводились на установке УИПК на кернах пласта БС_16-22 Средне-Балыкского месторождения с остаточной нефтенасыщенностью 32 - 38%. В качестве контролируемого параметра определялся перепад давления при постоянном расходе жидкости. Сравнение эффективности реагентов осуществлялось по изменению подвижности технологических жидкостей: K₂/μ₂:K₁/μ_1, где K и μ - проницаемость пористой среды и вязкость жидкости соответственно.

Результаты экспериментов приведены в табл. 1.

Из табл. 1 видно, что обработка пористой среды смесью поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия обеспечивает кратность изменения подвижности 2,1 (опыты 1 и 12). Состав эффективнее, чем один поликатионит в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия (кратность 1,7 - опыт 5) и тем более эффективнее, чем водный раствор смеси хлоридов калия и натрия.

Опыты 1 и 12 подтверждают оптимальное соотношение хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1 и, соответственно, необходимость и достаточность содержания в составе указанных хлоридов в концентрациях хлорида калия 1,0 - 2,5 мас.% и хлорида натрия 2,5 - 4 мас.%. Опыт 10 показывает, что при уменьшении содержания хлорида калия относительно хлорида натрия до 1:9 резко снижается эффективность состава (кратность 1,7).

Необходимость и достаточность концентрации поликатионита и неионогенного ПАВ в составе не менее 0,17 мас.% каждого подтверждается опытами 15 и 16. Дальнейшее уменьшение концентраций поликатионита и НПАВ нежелательно из-за явлений адсорбции реагентов; увеличивать концентрации выше 0,25% не следует, принимая во внимание стоимость реагентов.

Для доказательства эффективности предложенного состава были проведены также опыты по вытеснению нефти из глинизированного полимиктового песчаника пласта БС_16-22 Средне-Балыкского месторождения, со средним значением глинистости 15,7%. Параметры экспериментов и их результаты приведены в табл. 2 и 3 соответственно. Видно, что предложенный состав превосходит прототип и аналог как по приросту вытесненной нефти, так и по снижению перепада давления, т. е. эффективнее для обработки и добывающих, и нагнетательных скважин.

Пример конкретного осуществления способа Растворением отвешенных количеств поликатионита и АФ_9-12 в водном растворе сильвинита был приготовлен следующий состав, мас.%: Поликатионит - 0,2 Неионогенное ПАВ - 0,2
Хлорид калия - 2,2
Хлорид натрия - 3,0
Вода - 94,4
Состав был закачан в нагнетательную скважину 2473 Абдрахмановской площади, имеющую следующие параметры:
k - исходный коэффициент приемистости, кг/с·Па - 29,8·10^-8
Z_пл - отметка продуктивного горизонта, м - 1838
Z_уст - отметка устья скважины, м - 100
P_уст - давление нагнетания на устье скважины до закачки, Па - 9,9·10⁶
P_уст¹ - давление нагнетания на устье скважины после закачки, Па - 8,1·10⁶
d_HKT - диаметр насосно-компрессорных труб, м - 0,075
K_ш - коэффициент шероховатости НКТ, м - 5·10^-7
μ_p- вязкость закачиваемого раствора, мПа·с - 1,2
ρ_p- плотность раствора, кг/м³ - 1080
Р_пл - пластовое давление, Па - 8,1·10⁶
М - темп закачки, кг/с - 5
Коэффициент гидравлического сопротивления при закачке раствора:
λ = 0.067(124dμ/M+2K_ш/d)^0.2 = 0,067(124·0,075·1,2·10^-3/5+2·50· 10^-6/0,075)^0,2 =0,027
Давление на забое скважины до обработки:

Давление на забое скважины после обработки:

Изменение забойного давления
ΔP_заб.= P¹заб. - P²заб. = 29,7·10⁶ - 26,4·10⁶ = 3,3·10⁶ Па
Фактическая приемистость скважины
M₂ = M₁+ΔM = 5 + 29,8 · 10^-8 · 3,3·10⁶ = 5,9834
Прирост темпа нагнетания

что доказывает высокую эффективность процесса.

Источники информации
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985.

2. Патент США N 4374739, E 21 B 43/25, 22.02.1983.

3. Патент РФ 2083808, E 21 B 43/22, 10.07.1997.

Формула изобретения

1. Состав для обработки призабойных зон скважин, содержащий поликатионит, неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, хлорид калия и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Поликатионит - Не менее 0,17
Неионогенное ПАВ - Не менее 0,17
Хлорид калия - 1,0 - 2,5
Хлорид натрия - 2,5 - 4,0
Вода - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве указанных хлоридов минерал сильвинит.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3