Стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение выпадения солей в порах пласта, удаление капиллярно-связанной воды из пор пласта, удаление продуктов реакции, асфальтенов, смол и парафинов из призабойной зоны добывающей и нагнетательной скважин, гидрофобизация обработанной поверхности. Стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта содержит, мас.%: нитрилотриметилфосфоновую кислоту 2,5-20, оксиэтилидендифосфоновую кислоту 2,5-60, катионоактивное поверхностно-активное вещество 1,0-40, гидрофобизатор - гидрофобную кремнийорганическую жидкость 0,5-10,0, поглотитель влаги 5-50. 1 табл.

 

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Из уровня техники известно использование нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) в качестве компонента состава для предотвращения выпадения неорганических солей в призабойной зоне пласта при добыче нефти - см., в частности, а.с. СССР №1224277. Такой состав позволяет увеличить время его ингибирования при одновременном сохранении свойства полного предотвращения солеотложений.

Известно использование в качестве катионноактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ) гексановой фракции (ГФ) в составе реагента, повышающего нефтеотдачу пластов.

Известно использование гидрофобной кремнийорганической жидкости (ГКЖ) в качестве гидрофобизатора в составе жидкостей для глушения скважин. Использование ГКЖ позволяет снизить показатели фильтрации нефтяных скважин.

Известно использование оксиэтилидендифосфоновой (ОЭДФ) кислоты в качестве компонента состава, предотвращающего отложение солей и песка при добыче нефти.

Кроме того, в нефтяной промышленности применяют вышеперечисленные компоненты по отдельности. Вместе с тем их использование сопряжено с определенными трудностями. В частности, при температурах -25°С и ниже, характерных для условий Западной Сибири, большинство катионноактивных ПАВ и гидрофобизаторов застывает или превращается в кашеобразную массу, не поддающуюся растворению, а при температуре -35°С и ниже, застывают все ПАВ и гидрофобизаторы.

Известные трудности побудили к созданию заявленного стабилизатора коллекторских свойств - многофункциональной композиции «Аксис», - используемого в качестве компонента в водорастворимых составах применяющихся: для глушения скважин с целью неухудшения продуктивных свойств пласта и стабилизирующего характеристики призабойной зоны; при кислотной обработке призабойной зоны добывающих скважин; при кислотной обработке нагнетательных скважин с целью повышения уровня приемистости и/или выравнивания профилей приемистости; в качестве поверхностно-активного компонента водного состава, закачиваемого в нагнетательную скважину для рассеяния продуктов реакции по пласту. Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в предотвращении выпадения солей в порах пласта вследствие смещения термодинамического равновесия при соприкосновении пластовых вод с закачиваемыми, водными составами, содержащими заявленный стабилизатор, в удалении капиллярно-связанной воды из пор пласта, удалении продуктов реакции, асфальтенов, смол и парафинов из призабойной зоны добывающей и нагнетательной скважин, гидрофобизации обработанной поверхности.

Для достижения поставленного технического результата предлагается стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта, состоящий из смеси ингибиторов солеотложения, поверхностно-активного вещества (ПАВ), гидрофобизатора и поглотителя влаги, при этом в качестве ингибиторов солеотложения используют нитрилотриметилфосфоновую (НТФ) и оксиэтилидендифосфоновую (ОЭДФ) кислоты, в качестве ПАВ - катионноактивное ПАВ, а в качестве гидрофобизатора - гидрофобную кремнийорганическую жидкость, при этом указанные компоненты могут содержаться в стабилизаторе в следующих количествах, мас.%:

гидрофобизатор	0,5÷10,0
НТФ	2,5÷20
ОЭДФ	2,5÷60
ПАВ	1,0÷40
поглотитель влаги	5,0÷50

В состав предложенного стабилизатора коллекторских свойств продуктивного пласта нефтяной скважины входят следующие компоненты:

водорастворимые кислоты - ингибиторы солеотложения кислоты ОЭДФ и НТФ, их товарный вид - порошок; катионноактивное поверхностно-активное вещество (например, ГФ) и гидрофобизатор ГКЖ, их товарный вид - жидкость, имеющая щелочную реакцию; поглотитель влаги.

Перечисленные компоненты противоположны по химической природе, их прямое смешение для получения комплексного состава невозможно, т.к. кислоты, растворяясь в щелочах, немедленно вступят с ними в реакцию и результатом этого будет продукт данной реакции, а не комплексный состав, содержащий в себе все необходимые компоненты. Следствием этого стала необходимость решения проблемы соединения в составе указанных разнородных по химической природе веществ. Результатом решения явился вывод о том, что для предотвращения химической реакции между компонентами стабилизатора все они должны быть в твердом состоянии, поскольку в этом состоянии вещество наиболее химически инертно. Для достижения этого результата был разработан технологический процесс приращения жидких ПАВ и гидрофобизатора в сухие формы этих же веществ. После получения сухих форм всех компонентов стабилизатора и был разработан их количественный состав, обеспечивающий ингибирование процессов солеотложения даже при содержании ингибиторов солеотложения в составе водной смеси в количестве до 5 мг/л и уменьшение межфазного натяжения вследствие внесения катионноактивного ПАВ.

Введение в состав заявленного стабилизатора коллекторских свойств продуктивного пласта НТФ и ОЭДФ в качестве ингибиторов солеотложения обусловлено следующим: известно, что, например, при смешении жидкости глушения с гидрокарбонатно-натриевой и хлоркальциевой пластовыми водами при выводе скважины на режим "из глушения" происходит солеобразование из-за смешения пластовой воды с компонентами раствора глушения. В частности, пластовые воды месторождений нефти Западно Сибирского региона содержат солеобразующие катионы кальция, бария и стронция, которые дают осадки с гидрокарбонат и сульфат анионами. Возможность выпадения кальцита при выводе скважины из глушения связана со снижением содержания растворенного диоксида углерода (углекислоты), содержащегося в пластовой воде, из-за смешения с раствором глушения и смещения равновесия реакции в правую сторону - Са(НСО₃)₂↔СаСО₃+H₂O+СО₂. Кроме того, в процессе смешения пластовых вод месторождений нефти, в частности Ноябрьского региона с растворами глушения, возможно солеобразование кальцита, целестина и барита в условиях скважины.

Введение в стабилизатор в качестве ПАВ гексановой фракции связано с тем, что в процессе добычи нефти, вследствие нарушения термодинамического равновесия в призабойной зоне, происходит отложение на стенках скважины и в порах пласта асфальтено-смолистых и парафиновых отложений, которые, забивая поры пласта, препятствуют притоку нефти. Для их эффективного удаления и используют ГФ. Кроме того, наличие ГФ в растворе глушения позволяет ему оказывать дополнительное воздействие на призабойную зону пласта путем удаления из нее не только загрязнений, но и капиллярно связанной воды.

Использование в качестве гидрофобизатора поверхности скважины ГКЖ обусловлено необходимостью облегчения прохождение в порах пласта нефти за счет снижения межфазного натяжения на границах раздела фаз нефть/вода.

Ниже представлено несколько примеров, отображающих конкретные варианты применения заявленного стабилизатора.

Пример 1. В ОАО «Сургутнефтегаз» применялся стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта следующего состава, мас.%:

- гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11) - 2,0;

- нитрилотриметилфосфоновая кислота - 16,0;

- оксиэтилидендифосфоновая кислота - 34,0;

- поверхностно-активное вещество (ГФ-1) - 10;

- поглотитель влаги (неосил) - 38,0.

Стабилизатор указанного состава использовался как добавка к раствору глушения скважин на основе технической поваренной соли. Концентрация стабилизатора составляла 0,05 мас.%. Глушения проводились на скважинах с достаточно высокой проницаемостью (выше 50 мД, пласт БС-10), незначительным содержанием глин и высоким риском образования нерастворимых осадков в поровом пространстве и рабочих органах глубинно-насосного оборудования. Использование стабилизатора позволило максимально сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта, что выразилось в увеличении дебита жидкости на 5÷7%; увеличении в 1,5÷2 раза периода работы скважин без снижения дебита жидкости; сокращении на 20÷25% времени выхода на установившейся режим.

Пример 2. В ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта использовался следующего состава, мас.%:

- гидрофобная кремнийорганическая жидкость (Пента 811) - 4,0;

- нитрилотриметилфосфоновая кислота - 15,0;

- оксиэтилидендифосфоновая кислота - 33,0;

- поверхностно-активное вещество (нефтенол К) - 12,0;

- поглотитель влаги (селикагель КСМ) - 36,0.

Стабилизатор использовался в качестве добавки к растворам глушения скважин на основе технической поваренной соли. Концентрация стабилизатора составляла 0,055 мас.%. Глушения проводились на скважинах с достаточно высокой проницаемостью (40-60 мД, пласты БС 0, БС 6, БС 10-1), небольшим содержанием глин и высокой вероятностью образования нерастворимых осадков в поровом пространстве и рабочих органах глубинно-насосного оборудования. Использование стабилизатора позволило увеличить дебит по нефти на 8%; дебит по жидкости на 19,3%; коэффициент продуктивности на 4%.

Пример 3. В ОАО «Юганскнефтегаз» стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта использовался следующего состава, мас.%:

- гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-10) - 7,0;

- нитрилотриметилфосфоновая кислота - 8,0;

- оксиэтилидендифосфоновая кислота - 14,0;

- поверхностно-активное вещество (Дон 96) - 30;

- поглотитель влаги (аэросил) - 41,0.

Стабилизатор использовался в качестве добавки к растворам глушения скважин на основе технической поваренной соли. Концентрация стабилизатора составляла 0,057 мас.%. Глушения проводились на скважинах со средней проницаемостью (30 мД), значительным содержанием глин и средней вероятностью образования нерастворимых осадков. Результатом использования стабилизатора явилось сокращение времени выхода скважины на установившейся режим в среднем на 1,5 суток, увеличение коэффициента продуктивности в среднем на 9%.

Пример 4. В ОАО «Юганскнефтегаз» также использовали стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта следующего состава, мас.%:

- гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ИВВ-1) - 9,5;

- нитрилотриметилфосфоновая кислота - 3,0;

- оксиэтилидендифосфоновая кислота - 7,0;

- поверхностно-активное вещество (сульфанол) - 38,5;

- поглотитель влаги (хлористый аммоний) - 42,0.

Стабилизатор использовался в качестве добавки к растворам глушения скважин на основе смеси хлористого натрия и хлористого калия. Концентрация стабилизатора составляла 0,058 мас.%. Глушения проводились на скважинах с низкой проницаемостью (до 8 мД, юрские отложения), высокой заглинизированностью коллектора и невысокой вероятностью образования нерастворимых осадков. Результатом использования стабилизатора явилось сокращение времени выхода скважины на установившейся режим в среднем на 1,0 сутки, увеличении коэффициента продуктивности в среднем на 6%.

Обобщенные данные промыслового применения стабилизатора представлены в следующей таблице.

Граничные значения содержания компонентов предлагаемого стабилизатора обусловлены характеристиками продуктивных нефтяных пластов, такими как проницаемость, содержание глин в коллекторе, вероятностью образования нерастворимых осадков.

Применение заявленного стабилизатора в качестве компонента жидкости глушения обеспечивает в силу синергетического сложения всех описываемых эффектов неизменность фильтрационных характеристик нефтеносных пластов, а в ряде случаев и увеличение такой характеристики, как проницаемость по нефти, приводящей к увеличению дебета скважины.

Стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта, состоящий из смеси ингибиторов солеотложения - нитрилотриметилфосфоновой НТФ и оксиэтилидендифосфоновой ОЭДФ кислот, катионоактивного поверхностно-активного вещества ПАВ, гидрофобизатора - гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ и поглотителя влаги, содержит указанные компоненты в следующих количествах, мас.%:

ГКЖ	0,5-10,0
НТФ	2,5-20
ОЭДФ	2,5-60
катионоактивное ПАВ	1,0-40
поглотитель влаги	5-50