Органічний композит очистки привибійної зони нафтогазоносних пластів

Реферат: Органічний композит очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів у складі: неіоногенні поверхнево-активні речовини - поліглікозиди та/або етоксильовані спирти С8-С18; амфотерні поверхнево-активні речовини алкіламінодипропіонат натрію та/або кокоімінодипропіонат натрію; кислоту соляну та/або оцтову; сіль калію та/або сіль кальцію; консервант, розчинник смолисто-асфальтеново-парафінових компонентів, світлі нафтопродукти: бензин та/або керосин, та/або солярку. Композит містить: неіоногенні поверхнево-активні речовини: амінооксиди, полігліколеві ефіри: жирної кислоти (спирту, аміну), амфотерні поверхнево-активні речовини: солі алкіламінокарбонових кислот та/або алкіламінові кислоти, мінеральну та органічну кислоту; та/або сіль натрію, та/або сіль амонію, та/або солі II та III валентних металів; загусник. UA 109265 U (54) ОРГАНІЧНИЙ КОМПОЗИТ ОЧИСТКИ ПРИВИБІЙНОЇ ЗОНИ НАФТОГАЗОНОСНИХ ПЛАСТІВ UA 109265 U UA 109265 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Органічний композит очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів належить до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до розробки комплексного реагенту для відновлення та покращення видобування нафти та газу в діючих та відновлення видобування у законсервованих свердловинах та як поверхнево-активний компонент технічного застосування. Відомо ряд реагентів для декольматації і очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів. Через те, що кожна привибійна зона нафтогазонасичених пластів має індивідуальні характеристики, які залежать від мінерального складу порід-колекторів та фізико-хімічних властивостей і компонентного складу пластового флюїду, застосовують різний склад композита, а саме: - соляна кислота, розчин в розчині ізопропілового спирту солей первинних амінів фракції С10-С16полігліколю, решта вода [1]; - розчин соляної кислоти і розчин композиту поверхнево-активних речовин [2]; - розчин соляної кислоти, розчин плавикової кислоти, органічний розчинник у вигляді суміші бензолу, толуолу, алкіл бензолу [3]; - ароматичні і аліфатичні розчинники, суміш поверхнево-активних речовин у складі оксиетильованих алкілфенолів, оксиетильованих вищих спиртів і сульфованих продуктів [4]; - суміш поверхнево-активних речовин, емульсія полімеру аніонного типу, решта вода [5]; - розчин соляної кислоти, солей амонію, решта вода [6]; - піросульфіт натрію, нітрат амонію та вода [7]; - соляна кислота, плавикова кислота, органічний розчинник додатки та вода [8]; - соляна кислота, діамонійфосфат, неіоногенні, катіоноактивні, аніоноактивні різновиди поверхнево-активних речовин (неонол, оксанол, катамін, фосфенокс, оксіфос), фтористоводнева кислота, розчинники спиртові: метиловий, етиловий, ізопропіловий або воднометанольна фракція [9]; - соляна кислота, розчинники спиртові: метиловий, етиловий, ізопропіловий або воднометанольна фракція, поверхнево-активних речовин (неонол, оксанол, катамін, фосфенокс, оксифос) та фтористоводнева кислота, антикорозійна складова нітрилотриметилфосфонова кислота або 1-оксіетилідендифосфонова кислота або нітрат амонію [10]; - соляна, оцтова кислоти або їх суміш, карбонат калію, хлористий калій, поліглікозиди, антикорозійна складова - нітрилотриметилфосфонова кислота або 1-оксіетилідендифосфонова кислота або нітрат амонію [11]. Кожний із зазначених складів композита має свої недоліки, але спільними недоліками зазначених вище композицій або ряду з них є низька ефективність щодо усунення набухання піщано-глинистих колекторів, низькі відмиваючі властивості, особливо відносно смолистоасфальтових і парафінових компонентів, які викликають стійку кольматацію пласта у його привибійній зоні, низька ефективність при ліквідації заводнення продуктивного пластаколектора мінералізованими водами через відсутність піноутворення реагентів при концентрації солей вище 50 г/л. Найбільш близьким технічним рішенням є композит з декольматації і очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів для підвищення ефективності вилучення вуглеводневих флюїдів, який передбачає склад композита для декольматації і очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів, що містить такі компоненти: соляну кислоту та/або оцтову кислоту; суміш ніоногенних поверхнево-активних речовин: поліглікозиди (каприл-, децил-, лаурил-, кокоглікозиди) та/або етоксильовані вищі спирти C8-C18 та/або аміди жирних кислот; розчинник смолисто-асфальтенових компонентів (н-метил-2-піролідон); солі калію та/або кальцію; антикорозійну добавку -алкілімінодипропіонат натрію та/або кокоімінодипропіонат натрію; воду [12]. Недоліками даного способу є те, що при виготовленні композиту важливе значення має кислотність середовища, він є стабільним лише в діапазоні рН=2-5. У випадку карбонатного колектора, де є високий вміст СаСО 3, взаємодія кислоти композиту з останнім спричиняє нейтралізацію кислоти та зростання рН до 7, а отже призведе до розшарування композита в пласті та погіршення його функціональних параметрів (див. Фіг. 1). Крім цього, використання даного реагенту спричиняє суттєве зменшення поверхневого натягу та утворення складної емульсії, яка має здатність контактувати з силікатними різновидами (наприклад, склом); (див. Фіг. 2). Утворення таких емульсій знижує та погіршує ефект очистки нафтонасиченого пласта, оскільки вона (емульсія) має здатність до сорбції на силікатних різновидах, а отже на мінеральних зернах пісковику, що тим самим спричинить неповну очистку пласта (див. Фіг. 2). В основу корисної моделі поставлено задачу вдосконалення складу органічного композита очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів, з властивостями самобіорозкладу шляхом надання композиту комплексу особливих властивостей, які забезпечують відновлення 1 UA 109265 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 роботи свердловини та підвищення рівня вилучення вуглеводнів, що дасть можливість збільшити дебіт низькоефективних та відновити роботу законсервованих і ліквідованих свердловин незалежно від особливостей привибійної зони нафтогазонасичених пластів. У порівнянні з прототипом поставлена задача вирішується тим, що органічний композит очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів містить: Неіоногенні поверхнево-активні речовини: поліглікозиди (каприл-, децил-, лаурил- та кокоглікозиди) та/або етоксильовані спирти С8-С18 та/або полігліколеві ефіри жирних спиртів (або кислот або амінів) та/або амінооксиди; амфотерні поверхнево-активні речовини - солі алкіламінокарбонових кислот та/або алкіламінові кислоти; мінеральну та/або органічну кислоту; солі калію та/або натрію, та/або амонію, солі II-ох та/або III-ох валентних металів, які мають властивість зменшувати набухання глин в породі-колекторі; воду, причому співвідношення вказаних компонентів відповідає найвищому ступеню декольматації та очистки привибійної зони. Амфотерні поверхнево-активні речовини, які представлені солями алкіламінів органічних кислот або алкіламіновими кислотами, використовують додатково як інгібітори корозії. Як кислоту реагент містить переважно: соляну або оцтову, або лимонну або молочну, або нітрилометилфосфонову, або оксіетиліденфосфонову кислоти або їх суміші. Реагент, що заявляють, додатково може містити розчинник смолисто-асфальтових та парафінових відкладень у кількостях 0,1-30,0 мас. %, який представлений світлими нафтопродуктами: бензином та/або керосином. та/або дизпаливом. При використанні реагенту для нафтовитіснення додатково вводять як полімерний загусник поліакриламід. Оскільки у роботі використовують компоненти з високою здатністю до біорозкладу, то новостворений реагент додатково містить консервант бензоат натрію або/та метилізотіазолінон. Таким чином завдяки універсальним властивостям композита незалежно від особливостей привибійної зони нафтогазонасичених пластів дана композиція має застосування, що оптимізує технічні та економічні параметри її застосування та дасть можливість збільшити дебіт слабоефективних та відновити роботу законсервованих і ліквідованих свердловин. Основними причинами погіршення дебіту нафтогазових свердловин є заводнення пласта; набухання глинистих різновидів як породотворних (місцевих), так і привнесених у вигляді бурового розчину; формування у привибійній зоні пласта смолисто-асфальтенових та парафінових відкладень; випадання у газоконденсатних пластах рідких вуглеводнів, які формують корки та заважають мігрувати газоподібним вуглеводням до стовбура свердловини. Дані проблеми частково вирішували окремо для кожного випадку кольматації, проте це створює додаткові проблеми щодо видобутку вуглеводнів. Для видалення вуглеводневих компонентів використовують аніоноактивні поверхнево-активні речовини, які зазвичай мають обмеження із застосування обумовлені мінералізації пластових вод. Зникає піноутворення, а в ряді випадків може відбуватися коагуляція аніонактивних поверхнево-активних речовин під дією солей з утворенням осадів, що викликають додаткову кольматацію пласта. Використання сильних кислот (в т.ч. НСl), викликає коагуляцію глин, але іспричиняє коагуляцію смол та асфальтенів і в результаті посилення кольматації, а також сильно руйнує породи через розчинення карбонатного цементу, що в кінцевому результаті спричиняє зменшення простору в порах та ущільнення останніх. В органічній композиції, що заявляється застосовано поверхнево-активні речовини для високомінералізованих вод (концентрація солей вища 50 г/л) з високим піноутворенням, підібрано поверхнево-активні речовини для емульгування рідких вуглеводнів та утворення стійких емульсій для повного видалення останніх з пласта - для необхідного відбору як прямих (нафта у воді), так і зворотних (вода в нафті) емульгаторів; додано реагенти для зменшення, а при можливості і усунення набухання глинистих порід; вибрано компоненти для якісного видалення смолисто-асфальтеново-парафінових компонентів, що істотно закупорюють привибійний поровий простір. Таким чином органічний композит очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів завдяки новому складу компонентів у порівняні з прототипом, вирішує ряд вищеназваних недоліків властивих прототипу - композит має універсальне застосування незалежне від типу породи та складу пластового флюїду, а в кінцевому випадку призводить до ефекту синергізму. Функції окремих компонентів у роботі органічної композиції наступні: 1) Хлористий калій або інші солі - зменшують розмір граничного дифузійного шару, а отже послаблюють набухання глин. 2) Висока мінералізація солей - зменшує насичення водою глин, що призводить до їх ущільнення, а також додатково підсилює процес формування водо-нафтових емульсій. 3) Слабкі кислоти (оцтова та інші) - коагулюють глинисті різновиди, а також не впливають на стан смолисто-асфальтенових компонентів. Додаткова її функція спінення та перемішування компонентів у пласті внаслідок газовиділення. 2 UA 109265 U 5 4) Неіоногенні поверхнево-активні речовини - формують стійкі емульсії першого та другого роду, а також понижують поверхневий натяг та послаблюють міжіонні зв’язки у глинистих породах. 5) Антикорозійна добавка - поверхнево-активна речовина (ПАР), захищає обладнання нафтогазового комплексу від корозії та додатково завдяки високим емульгуючим властивостям щодо системи вода-нафта формує стійкі емульсії. Приклади виконання: 1) композит органічний містить наступне співвідношення компонентів, мас. %: неіоногенна поверхнево-активна речовина (ПАР) поліглікозиди полігліколеві ефіри жирних спиртів етоксильовані спирти С8-С18 амфотерні ПАР алкіламінодипропіонат натрію кислота оцтова хлористий калій консервантбензонат натрію вода 1,0 1,0 1,0 1,0 8,0 8,0 0,2 решта. 10 15 Моделювання процесу декольматації газонасичених пластів вказало, що газопроникність моделі після обробки її новим реагентом зросла від 2,2 до 21,3 мД, тобто збільшилася на третю добу в 9,7 разу у порівнянні з газопроникністю моделі, що була кольматована набуханням глинистих різновидів під дією технічної води (див. Фіг. 3). 2) Композит органічний містить наступне співвідношення компонентів, мас. %: неіногенні ПАР поліглікозиди полігліколеві ефіри жирних спиртів амінооксиди спирти С8-С18 1,0 амфотерні ПАР алкіламінодипропіонат натрію Керосин (розчинник САПК смолисто-асфальтеновий компонент) кислота оцтова хлористий калій консервант бензонат натрію вода 20 2,0 2,5 1,0 7,0 8,0 8,0 0,2 решта. Моделювання процесу очищення на прикладі нафтонасиченого пісковику вказує на добрі нафтовідмиваючі властивості реагента (див. Фіг. 4). 3) Органічний композит містить наступне співвідношення компонентів, мас. %: неіногенні ПАР поліглікозиди полігліколеві ефіри жирних спиртів кокамідопроріламінооксид 0,5 амфотерні ПАР кокоімінодипропіонат натрію кислота оцтова хлористий натрій поліакриламід консервант бензонат натрію вода 0,5 0,5 0,5 8,0 8,0 0,2 0,2 решта. До витіснення нафти новим реагентом з високою в’язкістю згідно з методикою блокування проточних порових каналів шляхом штучної кольматації фільтраційно-активних пор дозволило 3 UA 109265 U 5 10 15 20 25 збільшити ефект нафтовитіснення з 65 % до 84 % (див. Фіг. 5). Результати роботи свідчать, що запропонована технологія дозволяє суттєво підвищити коефіцієнт нафтовилучення [13]. Техніко-економічний ефект від органічного композита очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів полягає у підборі як мінеральних, так і органічних компонентів, які дозволи створити реагент комплексної дії, котрий вирішує вищенаведені проблеми та ефективно декольматує привибійну зону пласта, особливо, усуваючи набухання глинистих мінералів та очищаючи колектор від випадання конденсату і смолисто-асфальтеновопарафінових компонентів (САПК), а також від заводнення технічною та пластовою водами з метою відновлення роботи свердловини. Джерела інформації: 1. Патент РФ № 2119579. 2. Патент РФ № 2065032. 3. Патент РФ № 2199661. 4. Патент РФ № 2137796. 5. Патент РФ № 2200831. 6. Патент СРСР № 1792483. 7. Патент СРСР № 1838367. 8. Патент РФ № 2058362. 9. Патент РФ № 2257468. 10. Патент РФ № 2174594. 11. Патент KM України № 86111. 12. Патент України № 108793. 13. Моделювання процесу витіснення залишкової нафти із неоднорідного порогового середовища / Губич І.Б., Нестеренко М.Ю., Заланський В.Б.; Петраш Ю.І. // Нафтова і газова промисловість, 2005. - № 6. - С. 3-5. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 30 35 40 45 1. Органічний композит очистки привибійної зони нафтогазонасичених пластів у складі: неіоногенні поверхнево-активні речовини - поліглікозиди та/або етоксильовані спирти С8-С18; амфотерні поверхнево-активні речовини алкіламінодипропіонат натрію та/або кокоімінодипропіонат натрію; кислоту соляну та/або оцтову; сіль калію та/або сіль кальцію; консервант, розчинник смолисто-асфальтеново-парафінових компонентів світлі нафтопродукти: бензин та/або керосин, та/або солярку, який відрізняється тим, що містить: неіоногенні поверхнево-активні речовини: амінооксиди, полігліколеві ефіри: жирної кислоти (спирту, аміну); амфотерні поверхнево-активні речовини: солі алкіламінокарбонових кислот та/або алкіламінові кислоти; мінеральну та органічну кислоту; та/або сіль натрію, та/або сіль амонію, та/або солі II та III валентних металів; загусник. 2. Органічний композит за п. 1, який відрізняється тим, що як солюбілізатор і емульгатор обернених емульсій містить амінооксиди: лаураміноксид та/або кокамідопропіламінооксид та/або муристамінооксид та/або диметиламінооксид. 3. Органічний композит за пп. 1, 2, який відрізняється тим, що як емульгатор прямих емульсій містить: полігліколевий ефір жирної кислоти та/або полігліколевий ефір жирного спирту, та/або полігліколевий ефір аміну. 4. Органічний композит за пп. 1, 2, 3, який відрізняється тим, що як загусник містить поліакриламід. 5. Органічний композит за пп. 1, 2, 3, 4, який відрізняється тим, що компоненти взяті у наступних кількостях, мас. %: неіоногенні поверхнево-активні 0,1-30,0 речовини амфотерні поверхнево-активні 0,1-20,0 речовини кислоти: мінеральну та/або 0,1-20,0 органічну солі калію та/або натрію, та/або амонію, та/або солі II, III валентних 0,1-20,0 металів розчинник САПК 0,1-30,0 загусник 0,1-5,0 4 UA 109265 U консервант вода 0,1-7,0 решта. 5 UA 109265 U Комп’ютерна верстка О. Рябко Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 6