RU2013527C1

RU2013527C1 - Acid surface-active system composition for injection and producing well bottom-hole zone treatment

Info

Publication number: RU2013527C1
Authority: RU
Inventors: В.А. Широков; А.Т. Горбунов; С.А. Жданов; А.Х. Шахвердиев; А.М. Петраков; И.В. Ходаков; В.А. Гуменюк; В.Г. Гермашев; Н.А. Кононова; Х.Х. Гумерский
Original assignee: Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт
Priority date: 1991-12-28
Filing date: 1991-12-28
Publication date: 1994-05-30

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: injection and producing well bottom-hole zone is treated by a composition containing (in % by mass): a product of a joint processing of acid tar and ethoxy alkyl phenol АP₉-4-"neftenol N" 2-8; hydrochloric acid 92-98. EFFECT: reduced water permeability. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны скважины. The invention relates to the oil industry and can be used to process the bottom-hole zone of the well.

Известен состав для обработки песчаников (пат. США N 3794117, НКИ 166-307, 1974). A known composition for processing sandstones (US Pat. US N 3794117, NCI 166-307, 1974).

Недостатком данного состава является невысокая эффективность снижения водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов. The disadvantage of this composition is the low efficiency of reducing the permeability of highly permeable layers of heterogeneous formations.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является композиция для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин (авт. св. СССР N 1161699, кл. Е 21 В 43/22, 1984), включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту концентрацией 5-24% . Closest to the proposed invention in technical essence and the achieved result is a composition for treating the bottom-hole zone of injection and production wells (ed. St. USSR N 1161699, class E 21 B 43/22, 1984), including a surfactant and hydrochloric acid concentration of 5-24%.

Недостатком этой композиции является невысокое снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов. The disadvantage of this composition is the low decrease in water permeability of highly permeable layers of heterogeneous formations.

Целью изобретения является снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластов. The aim of the invention is to reduce the permeability of highly permeable layers.

Поставленная цель достигается тем, что в известной композиции для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающей поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, в качестве поверхностно-активного вещества используют нефтенол Н, а соляную кислоту используют с концентрацией более 25% при следующем соотношении компонентов, мас. % : Нефтенол Н 2 - 8 Соляная кислота 92 - 98
Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие:
1. Поверхностно-активное вещество;
2. Соляная кислота;
3. Использование в качестве поверхностно-активного вещества нефтенола Н;
4. Использование соляной кислоты с концентрацией более 25% ;
5. Количественное соотношение компонентов.This goal is achieved by the fact that in the known composition for treating the bottom-hole zone of injection and production wells, including a surfactant and hydrochloric acid, neftenol N is used as a surfactant, and hydrochloric acid is used with a concentration of more than 25% in the following ratio of components wt. %: Neftenol H 2 - 8 Hydrochloric acid 92 - 98
The essential features of the proposed technical solution are the following:
1. Surfactant;
2. Hydrochloric acid;
3. The use of neftenol H as a surfactant;
4. The use of hydrochloric acid with a concentration of more than 25%;
5. The quantitative ratio of the components.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками. Signs 1 and 2 are common with the prototype, signs 3-5 are significant distinguishing features.

Особенности нефтяных месторождений - многопластовость, зональная и слоистая неоднородность пластов (пропластков) по проницаемости. При заводнении неоднородных пластов нагнетаемая вода движется (вытесняет нефть) по высокопроницаемым прослоям, что приводит к прогрессирующему обводнению добывающих скважин при незначительной доле охваченных заводнением запасов нефти. The features of oil fields are multilayer, zonal and layered heterogeneity of formations (interlayers) in permeability. During flooding of heterogeneous formations, injected water moves (displaces oil) along highly permeable layers, which leads to progressive flooding of production wells with a small proportion of oil reserves covered by flooding.

Одной из главных задач воздействия на пласт и в первую очередь на призабойные зоны пласта является снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев, что приводит к выравниванию профилей приемистости нагнетательных и профилей отдачи добывающих скважин, извлечению нефти из малопроницаемых прослоев, а следовательно, к повышению нефтеотдачи. На практике о снижении водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородного пласта судят по уменьшению приемистости нагнетательных скважин и обводненности продукции добывающих скважин. One of the main tasks of influencing the formation and, first of all, the bottom-hole zones of the formation is to reduce the permeability of more permeable interbeds, which leads to the alignment of the injectivity profiles of injection and recovery profiles of production wells, the extraction of oil from low-permeability interlayers, and, consequently, to increase oil recovery. In practice, a decrease in the water permeability of highly permeable layers of a heterogeneous formation is judged by a decrease in the injectivity of injection wells and the water cut in production of production wells.

Применение данного способа направлено на повышение нефтеотдачи неоднородных пластов за счет снижения водопроницаемости высокопроницаемых прослоев. The use of this method is aimed at increasing oil recovery in heterogeneous formations by reducing the permeability of highly permeable interlayers.

Поставленная цель достигается за счет применения для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин композиции ПАКС (поверхностно-активной кислотной системы), состоящей из двух компонентов - нефтенола Н и соляной кислоты. This goal is achieved through the use for the treatment of the bottom-hole zone of injection and production wells of the composition PAX (surface-active acid system), which consists of two components - neftenol N and hydrochloric acid.

Нефтенол Н представляет собой продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходы от производства олеумной и сернокислотной очистки масел) и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4, выпускается по технологии ВНИИПАВ в соответствии с ТУ 38.507-63-091-90 ПО "Горькнефтеоргсинтез" и Ярославским НПЗ. Внешний вид - вязкая коричневая жидкость с массовой долей активного вещества 62-64% , хорошо растворима в углеводороде. При проведении испытаний использовался нефтенол Н с активностью 63,6% . Neftenol N is a product of the joint processing of acid oil tars (waste from the production of oleum and sulfuric acid refining of oils) and oxyethylated alkyl phenol AF9-4, is produced by VNIIPAV technology in accordance with TU 38.507-63-091-90 PO Gorknefteorgsintez and the Yaroslavl Refinery. Appearance - a viscous brown liquid with a mass fraction of the active substance of 62-64%, readily soluble in hydrocarbon. During the tests, Neftenol N with an activity of 63.6% was used.

Соляная кислота в соответствии с ГОСТ 857-78 представляет желтоватую дымящую на открытом воздухе жидкость. Товарная кислота имеет плотность 1154-1188 кг/м³, вязкость при 20^оС - 2 мПа С, температура замерзания (55) - (58)^оС.Hydrochloric acid in accordance with GOST 857-78 is a yellowish liquid smoking outdoors. Commodity acid has a density of 1154-1188 kg / m ³ , viscosity at 20 ^о С - 2 MPa С, freezing temperature (55) - (58) ^о С.

По своей природе и физико-химическим свойствам нефтенол Н является маслорастворимым поверхностно-активным веществом. Неожиданным оказалось то, что в высококонцентрированной соляной кислоте (от 25% и выше) нефтенол Н полностью растворяется с образованием прозрачной системы (ПАКС). By its nature and physicochemical properties, neftenol H is an oil-soluble surfactant. It was unexpected that in highly concentrated hydrochloric acid (from 25% and above), neftenol H completely dissolves with the formation of a transparent system (PAX).

После перемешивания композиции ПАКС с пластовой водой, содержащей 1,55% NaCl + 0,25% СаСl₂, и нефтью в соотношении 1: 1: 1 с последующим отстаиванием смесь жидкостей разделяется на три части: сверху - углеводород, средняя часть - коричневого цвета, вязкая эмульсионная фаза, внизу - раствор кислоты.After mixing the PAX composition with produced water containing 1.55% NaCl + 0.25% CaCl ₂ and oil in a ratio of 1: 1: 1, followed by settling, the liquid mixture is divided into three parts: the hydrocarbon on top, the middle part is brown , viscous emulsion phase, below is an acid solution.

В процессе вытеснения из пористой среды, содержащей остаточную нефть и воду, композицией ПАКС наблюдается вытеснение остаточной нефти, а в процессе вытеснения композиции ПАКС водой (1,8% ) имеет место резкое снижение фазовой водопроницаемости; при вытеснении композиции ПАКС нефтью затухания фильтрации нефти не наблюдается. In the process of displacement from a porous medium containing residual oil and water, the PAX composition displaces the residual oil, and in the process of displacing the PAX composition with water (1.8%), there is a sharp decrease in the phase permeability; when the PAX composition is displaced by oil, attenuation of oil filtration is not observed.

Механизм процесса взаимодействия композиции ПАКС с водой следующий: по мере закачки воды и растворении ее в композиции ПАКС концентрация соляной кислоты снижается. Происходит образование эмульсионной фазы, в которой нефтенол Н становится практически нерастворимым. Образование этой фазы приводит к возрастанию сопротивления для воды (в 100 и более раз). Описанный механизм обеспечивает при обработке композицией ПАКС призабойной зоны неоднородного пласта нагнетательных скважин снижение приемистости по воде и снижение обводненности продукции добывающих скважин. The mechanism of the process of interaction of the PAX composition with water is as follows: as water is injected and dissolved in the PAX composition, the concentration of hydrochloric acid decreases. The formation of an emulsion phase occurs, in which neftenol N becomes practically insoluble. The formation of this phase leads to an increase in resistance for water (100 times or more). The described mechanism provides, when processing the PAX composition of the bottom-hole zone of an inhomogeneous reservoir of injection wells, a decrease in water injectivity and a decrease in water cut in production of producing wells.

Применение композиции ПАКС в условиях промысла осуществляется следующим образом. The use of the PAX composition in fishing conditions is as follows.

Композиция готовится непосредственно у скважины или в цехе химизации НГДУ (на узле приготовления растворов). В емкость кислотовоза подается сначала нефтенол Н, затем соляная кислота и после перемешивания композиции закачивается в пласт. После закачки композиции ПАКС в нагнетательную скважину переходят на нагнетание воды из системы поддержания пластового давления. После закачки композиции ПАКС в добывающую скважину осуществляют ее продавку из скважины до пласта водой или нефтью или другим углеводородным растворителем. После небольшой выдержки скважину пускают в эксплуатацию. The composition is prepared directly at the well or in the chemistry department of the OGPD (at the solution preparation unit). First, Neftenol N is fed into the acid tank, then hydrochloric acid and, after mixing, the composition is pumped into the reservoir. After the PAX composition is injected into the injection well, water is injected from the reservoir pressure maintenance system. After the PAX composition is pumped into the production well, it is sold from the well to the formation with water or oil or another hydrocarbon solvent. After a short exposure, the well is put into operation.

Примеры конкретного выполнения технологии обработки скважин композицией ПАКС на нагнетательных скважинах. Examples of specific performance of the well treatment technology with the PAX composition in injection wells.

П р и м е р 1. В скважину закачали 200 м³ композиции ПАКС, содержащей, мас. % : нефтенол Н 8,0; соляная кислота (25% ) 92,0. После этого скважину подключают под нагнетание воды к системе ППД. Приемистость скважины до обработки при давлении 10 МПа составляла 700 м³/сут. После обработки при том же давлении - 450 м³/сут, что свидетельствует о снижении проницаемости по воде более проницаемых прослоев.PRI me R 1. In the well pumped 200 m ³ composition PAX containing, by weight. %: neftenol H 8.0; hydrochloric acid (25%) 92.0. After that, the well is connected under water injection to the RPM system. The injectivity of the well before treatment at a pressure of 10 MPa was 700 m ³ / day. After treatment at the same pressure - 450 m ³ / day, which indicates a decrease in water permeability of more permeable interlayers.

П р и м е р 2. Объем композиции ПАКС, как в примере 1, но соотношение компонентов композиции ПАКС выбрано следующее, мас. % : нефтенол Н 5,0; соляная кислота (28% ) 95,0. Приемистость скважины до обработки при давлении 8 МПа составляла 500 м³/сут. После обработки - 180 м³/сут при том же давлении нагнетания, что свидетельствует о снижении проницаемости по воде более проницаемых прослоев.PRI me R 2. The volume of the composition of the PAX, as in example 1, but the ratio of the components of the composition of the PAX selected the following, wt. %: neftenol H 5.0; hydrochloric acid (28%) 95.0. The injectivity of the well before treatment at a pressure of 8 MPa was 500 m ³ / day. After treatment - 180 m ³ / day at the same discharge pressure, which indicates a decrease in water permeability of more permeable interlayers.

П р и м е р 3. Объем композиции ПАКС, как в примере 1, но соотношение компонентов композиции ПАКС выбрано иным, мас. % : нефтенол 2; соляная кислота (30% ) 98. Приемистость скважины при давлении 9 МПА до обработки составляла 250 м³/сут, после обработки при том же давлении - 150 м³/сут, что свидетельствует о снижении проницаемости более проницаемых прослоев.PRI me R 3. The volume of the composition of the PAX, as in example 1, but the ratio of the components of the composition of the PAX selected different, wt. %: neftenol 2; hydrochloric acid (30%) 98. The injectivity of the well at a pressure of 9 MPA before treatment was 250 m ³ / day, after treatment at the same pressure - 150 m ³ / day, which indicates a decrease in the permeability of more permeable interlayers.

П р и м е р 4 (прототип). В скважину закачали 200 м³ композиции, содержащей 0,5 мас. % смеси поверхностно-активных веществ и 99,5 мас. % соляной кислоты концентрацией 12% . Причем смесь поверхностно-активных веществ состояла из алкилсульфоната 67 мас. % , алкилбензолсульфоната 26 мас. % , полигликолевого эфира 7 мас. % . Приемистость скважины до обработки при давлении 8 МПа составляла 90 м³/сут. После обработки при том же давлении - 270 м³/сут, т. е. не уменьшилась, а возросла в 3 раза, что указывает на возрастание водопроницаемости более проницаемых прослоев.PRI me R 4 (prototype). 200 m ^{3 of a} composition containing 0.5 wt. % mixture of surfactants and 99.5 wt. % hydrochloric acid with a concentration of 12%. Moreover, the mixture of surfactants consisted of alkyl sulfonate 67 wt. %, alkylbenzenesulfonate 26 wt. % polyglycol ether 7 wt. % The injectivity of the well before treatment at a pressure of 8 MPa was 90 m ³ / day. After treatment at the same pressure - 270 m ³ / day, that is, it did not decrease, but increased 3 times, which indicates an increase in water permeability of more permeable interlayers.

Примеры выполнения на добывающих скважинах. Examples of production wells.

П р и м е р 5. В скважину закачали 100 м³ композиции ПАКС, содержащей, мас. % : нефтенол Н 8,0; соляная кислота (30% ) 92,0. Обводненность продукции до обработки составляла 85% , после обработки и технологической выдержки в течение суток и пуска скважины в эксплуатацию обводненность установилась на уровне 55% , что указывает на снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев.PRI me R 5. In the well was pumped 100 m ³ composition PAX containing, by weight. %: neftenol H 8.0; hydrochloric acid (30%) 92.0. The water cut of the product before processing was 85%, after the treatment and technological exposure during the day and the well was put into operation, the water cut was set at 55%, which indicates a decrease in the permeability of more permeable interlayers.

П р и м е р 6. Выполнено, как в примере 5, но соотношение компонентов в композиции ПАКС другое, мас. % : нефтенол Н 6,0, соляная кислота (37% ) 94,0. Обводненность продукции до обработки составляла 70% , после обработки и технологической выдержки в течение суток и пуска скважины в эксплуатацию обводненность составила 45% , что указывает на снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев. PRI me R 6. Performed, as in example 5, but the ratio of the components in the composition of the PAX is different, wt. %: neftenol H 6.0, hydrochloric acid (37%) 94.0. The water cut of the product before treatment was 70%, after the treatment and technological exposure during the day and the well was put into operation, the water cut was 45%, which indicates a decrease in the permeability of more permeable interlayers.

П р и м е р 7. Выполнено, как в примере 5, но соотношение компонентов в композиции ПАКС иное, мас. % : нефтенол Н 2; соляная кислота (25% ) 98. Обводненность продукции была 95% , а после обработки установилась на уровне 70% , что указывает на снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев. PRI me R 7. Performed, as in example 5, but the ratio of the components in the composition of the PAX is different, wt. %: neftenol H 2; hydrochloric acid (25%) 98. The water cut of the product was 95%, and after processing it was set at 70%, which indicates a decrease in water permeability of more permeable interlayers.

П р и м е р 8 (прототип). В скважину закачали 100 м³ композиционного состава, указанного в примере 4. Обводненность продукции была 78% , после обработки она возросла до 87% , что указывает на возрастание водопроницаемости более проницаемых прослоев.PRI me R 8 (prototype). 100 m ^{3 of the} composition specified in Example 4 was pumped into the well. The water cut of the product was 78%, after treatment it increased to 87%, which indicates an increase in water permeability of more permeable interlayers.

Результаты приведенных примеров сведены в таблицу. The results of the examples are summarized in table.

Результаты, приведенные в таблице, показывают, что в диапазоне содержания нефтенола Н в ПАКСе в количестве 2-8 мас. % и соляной кислоты (концентрацией более 25% ) 92-98мас. % композиция обеспечивает уменьшение приемистости нагнетательных скважин и обводненности продукции добывающих скважин, что свидетельствует о снижении водопроницаемости высокопроницаемых пропластков. При применении прототипа подобных результатов получено не было. The results shown in the table show that in the range of the content of neftenol N in PAX in the amount of 2-8 wt. % and hydrochloric acid (concentration of more than 25%) 92-98 wt. % composition provides a decrease in injectivity of injection wells and water cut in production of producing wells, which indicates a decrease in water permeability of highly permeable layers. When using the prototype, such results were not obtained.

Применение заявленного технического решения позволяет осуществить выравнивание профилей приемистости и отдачи за счет снижения водопроницаемости высокопроницаемых пропластков и повышение степени извлечения нефти путем вовлечения в разработку менее проницаемых нефтенасыщенных зон неоднородных пластов. The application of the claimed technical solution allows alignment of the injectivity and recoil profiles by reducing the water permeability of highly permeable layers and increasing the degree of oil recovery by involving less permeable oil-saturated zones of heterogeneous formations.

Claims

COMPOSITION OF A SURFACE-ACTIVE ACID SYSTEM FOR TREATING A BOTTOM AREA FOR STRESSES AND PRODUCING WELLS, including a surfactant and hydrochloric acid, characterized in that the product is used as a surface-active substance for the joint processing of acid-oil hydroenols _{9 and} 4 Neftol-N ", and hydrochloric acid is used with a concentration of 25 - 37% in the following ratio of components, wt. %:
The product of the joint processing of acid oil tars and hydroxyethylated alkyl phenol AF ₉ - 4 - "Neftenol-N" 2 - 8
Hydrochloric acid 25 - 37% 92 - 98