Состав для интенсификации добычи нефти

Состав для интенсификации добычи нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к неЛтедобыче и может быть использовано для обработки призабойных зон нефтяных скважин. Цель - повышение удельной эффективности и водоограничивающеЙ способности. Состав содержит следующие компоненты при их соотноиении, мас.%1 в качестве ПАВ - алкилбензолсульфонаты с мол.м. 450-550 2,25-9,00; оксиалкилфенолы со степенью оксиэтилирования 10 0,50-5,50; углеводородный растворитель остальное. Состав готовят путем перемешивания входящих в него компонентов в емкости с мешалкой. Затем в ту же емкость подают расчетное количество легкой нефти и все перемешивают в течение 30-40 мин до получения однородной массы. Данный состав растворяет асфальтосмолистые отложения , что приводит к увеличению притока нефти к скважине и закупориванию водных каналов образующейся в пласте водоуглеводородной эмульсией. 5 табл. С

СОЮЗ COBE)(ÑÍÈÕ

СОЦИАЛ ИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (!9) (И) (51)5 E 21 В 43 22

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А ВТОРСНОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

0,50-5,50

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И OTHPblTHRM

i!Pe П!НТ СССР (46) 15. 10. 92, Бюл, N - 38 (21) 4442845/03 (22) 10.05.88 (72) Т. Н. Нежурина, Н. А, KoHoHoBas

В. Г. Гермашев, В. Н. Иванов, А. Е, Барыбина, M. И. Рудь, Т. В, Раевская, А, А. Пыханова, П. П. Гузиев, A. С. Топольян, В . Н. Климовец, А. П. Лебединец и P. С. Хайретдинов (53) 622.276(088.8) (56) Сургучев И. Л. и др. Применение. мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. M. Недра, 1977, с. 175.

Авторское свидетельство СССР

1! 1471398, кл. Е 21 В 43/22, 1989. (54) СОСТАВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ

НЕФТИ (57) Изобретение относится к нефтедо-. быче и может быть использовано для обработки прнзабойных зон нефтяных

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для обработки призабойных зон нефтяных скважин, в частности для удаления асфальтосмолистых отложений и увеличе-. ния притока нефти к скважине.

Цель изобретения - повьппение удельной эффективности и водоограничиваю- . щей способности состава.

Состав содержит компоненты, мас.Х:

Алкилбензолсульфонаты с.мол.м.

450 - 550 2,25- 9,00

Оксиалкилфенолы типа ОП"10

Углеводородный скважин. Цель " повышение удельной эффективности и водоограничивающей способности. Состав содержит следующие компоненты при нх соотношении, мас.7. в качестве ПА — алкилбензолсульфона ты с мол.м. 450-550 2,25-9,00; оксиалкнлфенолы со степенью оксиэтилирования 10 0,50-5,50; углеводородный растворитель остальное. Состав готовят путем, перемешивания входящих в него компонентов в емкости с мешалкой.

Затем в ту же емкость подают расчетное количество легкой нефти и все перемешивают в течение 30-40 мин до получения однородной массы. Данньп! состав растворяет асфальтосмолистые от- Ф ложения,- что приводит к увеличению притока нефти к скважине и закупориванию водных каналов образующейся в пласте .водоуглеводородной эмульсией. Les

5 табл. растворитель Остальное

Алкилбензолсульфонаты (АБС) представляют собой смесь алкилбензолсульфонатов натрия с мол.м. 450-550.

Оксиалкилфенолы типа ОП-!О представляют собой оксиэтилнрованные алкилфенолы со степенью оксиэтилирова- ния 10 (например ОП-10, Неонол АФ

9- -10) °

В качестве углеводородного раство- «Ф» рителя используют легкую нефть, газо- 4, конденсат, дизельное топливо.

Состав решает две задачи: растворение асфальтосмолистых отложений, что приводит к увеличению притока нефти к скважине и закупориванию вод!

558087 ных каналов в пласте образующейся в пласте водоуглеводородной эмульсией.

Это уменьшает водоприток к скважине и, следовательно, увеличивает приток нефти.

В составе ОП-!О является змульгатором водонефтяных эмульсий, которые закупоривают каналы для воды. Тем самым снижается поток воды к скважине и, следовательно, увеличивается приток нефти: АБС создают устойчивую смесь с ОП-10 в определенных соотношениях, которая очень эффективно удаляет асфальтосмолистые отложения.

Использование углеводородных растворов только АБС оказывается малоэффективным из-за их высокой чувствительности к солям жесткости, так как

wl взаимодействие АПАВ с ионами Са и 20 ,И1; приводит к образованию труднораф створимых соединений, теряюших поверхностно-активные свойства и, таким образом, мало влияющих на растворение асфальтосмолистых отложений.

Совместное применение АБС и ОП-10 повышает .устойчивость состава к .солям жесткости в пластовых водах, в результате чего предлагаемый. состав может применяться в пластах с минера- 30 лнзацией до 60 кг/м . Использование . углеводородного раствора ОП-10 без

АБС не представляется возможным, так как ОП-10 — водорастворимый продукт.

Граничные значения молекулярной массы АБС и оптимальных соотношений

35 компонентов в смеси (АБС/OIT-10) определялись по стабильности углеводородных растворов и по их солюбилизирующей способности.

Для определения стабильности, углеводородных растворов в цилиндры на

100 мл с притертой пробкой берутся. навески по 5 г смеси АБС и ОП-.10 в . соотношении от 0:100 до 100:О, сме- 45 мваются со 100 мл углеводорода и вы держиваются при 60+5 С в течение суо ток, Устойчивость углеводородных растворов смеси АБС к ОП-10 приведена в табл. l .

° Результаты испытаний заносят в табл. 1, а растворы проверяют на соЛюбилизирующую способность, определя емую титрованием водной фазы при тщательном перемешивании до помутнения системы

В точке помутнения рассчитывают параметр солюбилизации, который равен отношению объема солюбили" зированной воды к объему ПАВ в углеводородном:растворе (V / дв). Титроо ванне проводится при 20+? С, а затеи при достижении максимальной солюбилизации (до точки помутнения) растворы о выдерживаются в покое при 60+5 С.

Все растворы для интенсификации добычи нефти, составы которых приведены в табл. 2 и которые солюбилиэируют водную Фазу, устойчивы в тече-. ние 10 сут.

Результаты опытов (см. табл. 1 и 2) показывают, что АБС с молекулярной массой 450-550 в смеси с ОП-10 при соотношении их в смеси в пределах от

90:10 до 45:55 полностью растворяются в углеводороде или образуют устойчивые дисперсии. Параметр солюбилизации смеси ПАВ в указанных граничных соотношениях компонентов в 4 раза выше, чем у прототипа.

Составы растворов для интенсификации нефтедобычи с выявленными граничными- значениями проверялись по их технологической эффективности. Эффективность предлагаемого состава определяется по проницаемости модели пласта по воде до и после обработки углеводородным раствором смеси ПАВ. Определение проводится по следующей методике: насыпная модель пласта, представленнан кварцевым песком, длиной

0,4 м и диаметром 0,0!2 м насыщается моделью пластовой воды с различным содержанием солей. Затем вода вытесняется тремя поровыми объемами нефти, а нефть вытесняется моделью зака чиваемой воды, и определяется проницаемость модели по воде. После этого в модель пласта вводится раствор испытываемого состава в количестве 20Х от объема пор, прокачивается модель закачиваемой воды до прекращения выделения нефти и снова определяется проницаемость модели по воде.

Удельная технологическая эффективность состава рассчитывается по ш ььг формуле $, где in „- количестшмв во вынестенной нефти, т; pin — количество закачанного ПАВ, т.

Результаты испытаций эффективности применецня углеводородных растворов смесей АЛС и ОП-!О для интенсификации добычи нефти приведены в табл. 3.

5 1558087 6 на 12,3 т нефти на 1 т смеси ПАВ. лученный раствор испытывают по вышеПример 9. Смесь 9 55 г (9,55 мас./ в расчете на 100-ную акприведенной методике. 11инерализация водной фазы составляет 10 кг/м . Про-.

8 ницаемость модели по воде до обработ, тивную основу) и 1,45. г (1,45 мас Х) ОП-10 растворяют в углеводороде. Поки составляет 1,82 Д, после обработки проницаемость равна 0,72 Д. Удельная . . лученный раствор испытывают по вьппетехнологическая эффективность состав- 50 приведенной методикеа ?!инерализация ляет 28,7 г вытесненной нефти на т . водной фазы составляет 10 кг/м . Про-, Э смеси ПАВ. ницаемость модели по воде до обработПример 5. Смесь 4,5 г АБС... ки равна 1,83 Д, после обработки (4,5 мас .Х в расчете íà 100,-ную-ак, 0,98 д. Удельная эффективность состативную основу) и 5,5 г (5,5 мас.Ж) 55 вляет ..18,0 т нефти на 1 т смеси ПАВ °

ОП-1 О растворяют в углеводороде.. По- П р и и е р 10. Смесь 6,40 г АБС . лученный раствор испытывают по - приве- . {6,4 мас. в расчете на 100Х-ную акденной вьппе методике. Минерализация . тивную основу) и 5,60 r (5,6 мас. )

Э водной фазы составляет 10 кг/м . Про-, ОП-10 растворяют в углеводороде. ПоПриме р 1. Смесью,25 r АБС ницаемость мс дели по воде до обработ (2,25 мас.7. н расчете на 100 -ную ак- ки равна 83 д после обработки

1 тивную основу) и 2,75 г О!1-10,1,02 Д Удельная технологи есхая зф (2,75 мас.Х) растворяют в углеводоро- фектинность составляет 27,5 т нефти де. Полученный раствор испытывают по на I т смеси ПАВ, вьппеприведенной методике. 1!инерализа- Пример 6. Смесь 5,5 г АБС

3 ция пластовой воды составляет 10 кг/м (5,5 мас./ в расчете на 100 "нул акВ результате проницаемость по воде до тивную основу) и 4,5 г (4,5 мас.Х) обработки предлагаемым составом сос- !ð ОП-10 растворяют в углеводороде. По-. тавлчет 1,89 Д, после обработки лученный раствор испытывают по внне1,15 LI, Удельная технологическая эф- приведенной методике. Минерализация фективность 24,9 т нефти на 1,т сме- пластовой води составляет 10 кг/м си IIAB. Проницаемость модели по воде до обраПример 2. Смесь 4,5 r АБС 15 ботки равна 1,78 д, после обработки (4,5 мас. в расчете Hà 100Х-ную ак- проницаемость но воде составляет тивную основу) и 0,5 r (0,5 .мас.Х) 0,-76 Д. Удельная технологическая эфОП-IO растворяют в углеводороде..IIo- фективность равна 28,1 т нефти на лученный раствор испытывают по вьппе- 1 т смеси ПАВ. приведенной методике. Иинерализация 20 П P и м е р 7.. Смесь 2,2 r АВС пластовой воды составляет 10 кг/мЭ. (2,2 мас.Х в расчете íà 100 .-ную акПроницаемость модели по воде до обра» тивную основу) и 1,8 г (1,8 мас.Х) ботки составляет 1,93 Д, после об- ОП-10 растворяют в углеводороде, Поработки 1,04 g, Удельная технологи- лученный раствор испытывают по выне- ческая эффективность равна 25,1 т вы- 25 приведенной методике. Иинерализация тесненной нефти на т смеси ПАВ. пластовой воды составляет 10 кг/м

Пример 3, Смесь 2,75 r. АБС Проницаемость модели по воде до об. (2,75 мас. в расчете на 100 -ную ак- работки предлагаемым составом равна тивную основу) и 2,25 г (2,25 мас. ) 1 79 Д после обработки 1,32 Д., ОП-10 растворяют в углеводороде. По- 30 Удель1-:ая технологическая эффективность лученный раствор испытывают по выше-. . равна 14,1 г вытесненной нефти на т приведенной методике. Минерализация . смеси. ПАВ. пластовой воды составляет 10 кг/м . Пример 8; Смесь 2,65 г АБС

Проницаемость модели по воде до об- - (2,65 мас. в расчете на 100 -ную работки раствором предлагаемого со- активную основу). и 0,35 r (0,35 мас,%) става равна 1 87 Д, дарси, после об- . ОП-10 растворяют в углеводороде. По35 работки 0,85 Д. Удельная технологичес- лученньп раствор испытывают по выле- . кая .эффективность равна 22,8 т вытес-. приведенной методике. Иинерализация

Э ненной нефти на I т смеси ПАВ.. пластовои воды составляет 10 кг/м

Пример 4., Смесь 9,0 r АБС 40 Проницаемость модели по воде до об(9,0 мас.Х в расчете на 100 -ную ак- работки испытуемым раствором равна тизную основу) и 1,0 r (1,0 мас.Х) - .,1 86 Д, после обработки 1,60 Д. УдельОП-10 растворяют в углеводороде,: По- . ная технологическая эффективность рав

1558087 .у »е; ць»й ра» .вор испытывают по вышеприведенной методике. И»»керализация водкой фазы составляет 10 кг/м . Про»»ицаемость модели по воде до обработки равна I 78 Д„ после обработки

0,87 Д. Удельная технологическая эффективность составляет 15,6 г нефти ка 1 т смеси ПАВ.

П р и и е р 11 (известив»й сосстав) . Смесь 12,5 r ВМРС (12,5мас X) в расчете на 100 "ную активную основу) .» 1,5 г ИПС растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по вышеприведенной методике. Иинерализация водной фазы составляет

10 кг/и . Проницаемость модели по воз де до обработки равна 1,95 Д, после обработки 1,36 Д. Удельная технологическая эффективность составляет

l0,,7 т нефти на 1 т смеси ПАВ.

Из табл. 3 видно, что состав понихает проницаемость моде)п» пласта по воде в пределах граничных значений компонентов за счет образования эмуль-25 сий в водкых порах (примеры 1-6).

Снижение граничных значений состава ,не приводит к уменьшению проницаемости модели но воде после обработки их составом (примеры 7-8), а повыше- 30 ние граничных значений не эфФективно, значит и экокомически не выгодно (примеры 9-10). По сравнению с известным удельная эффективность состава выше почти в 2,5 раза, 35

Аналогично примеру 1 проведены опыты 12-14 (табл. 4) с моделями пластовых воц различной микерализациие

».

Результаты испытаний эффективности 40 применения углеводородных растворов смесей АБС и ОП-10 при обработке моделей нефтяных пластов с различной минерализациеи приведены в табл. 4.

» 45

Результаты (см. табл. 4) показывают, что состав можно применять для обработки призабойных зон нефтяных месторождений со слабоминерализованными пластовыми водами (до 60 кг/M ). О

Результаты испытаний предлагаемых составов с различными углеводородными растворителями приведены в табл. 5.

Аналогично примеру 1 проведень опы-55 ты 15-17 с применением в составе различных углеводородных растворителей.

Результаты опытов (см. табл. 5) показьвают, что в предлагаемом составе могут быть ислоль. овалы углевол» родные растворител»» разлив»»ых»..о. гав; в.

Состав только лри определеш ом содержании ПЛВ дает оптимальную технологическую эффективность {или относительное снижение фазовой проницаемости для воды), Общая концентрация смеси ПЛВ должна составлять не меньше 5 и не больше 10% — в этом интервале концентраций ПАВ композиция работает наибо лее эффективно. Уменьшение общей концентрации ПАВ киже 5 приводит к ре=кому снижении эффективности, а увеличение выше 10, экономически нецелесообразно, так как эффективность препарата и его стоимость станут несоразмеримыми величинами. Так, в случае содержания АБС в 2,65 содержание второго компонента 0,35, т.е. сумма

IIAB ниже 5 . В связи с этим удельная технологическая эффективность меньше, чем при нижкем содержании АБС.

Состав для промысловых условий готовится непосредственно перед закачкой его в призабойную зону скважины.

Количество раствора на обработку одной скважины составляет 0,5-I,O м на

1 м эффективной мощности пласта . Дпя промысловых испытаний выбирается оптимальный состав.

Пример. На l т раствора берется 55 кг АБС (по ПАВ), 45 кг ОП-I0 и 300 кг легкой нефти (растворителя).

Раствор готовится в емкости с мешалкой, Перед закачкой в емкость исходкьп» АБС разогревают до 40-50 С и перемешивают циркуляцией насосами в автоцистернах в течение I 5-2 ч. Затем расчетное количество АБС подают в емкость с мешалкой. В ту же емкость подают расчетное количество »пегкой нефти. ОП-10 или Неонол ЛФ 9-10 перед приготовлением раствора также разогревают до 30 40» С н перемешивают в течение 1,5-2 ч. Затем расчетное количество перекачивают в емкость с мешалкой и все перемешивают в течение 30-40 мин до получения однородной массы. Состав в расчетном количестве закачивают в скважину.

Формула изобретения

Состав для интенсификации добь»чн нефти, включающий поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, о т л ч ч а ю шийся те тем, 10

Алкнлбензолсульфонаты с мол.м.

450-550

Оксналкилфенолы со степенью оксиэтилирования 10

Углеводородный растворитель

9 1558087 что, с целью повышения удельной эффективностн н водоограничи еющей способности, состав в качестве поверхностно» активного вещества содержит алкилбен- . золсульфонаты с мол.м. 450-550 и ок 5 сиалкилфенолы со степенью оксиэтилирования 10 прн следующем содержании компонентов в составе, Мас.X:

2,25-9,00

0,50-5,50

Остальное

Т а б л и ц а 1 т Юолекулярная масса АБС

Отношение

АБС/ОП-10

390"430 400-450 456 480 450-550

П р н м е ч а н и e.: — раствор расслаивается;

П - прозрачный раствор и

Л - устойчивая дисперсия.

Т а б л И ц а 2

Молекулярная масса Отношение

АВС/On-10

Отношение солюбилизи". рованной воды к объему

ПАВ (76/7пль ) 400-450

450-550

100: 0: Не солюбилизирует

100:0 . Не солюбилнзируЕФ .

95г 5 Не солюбилизирует

9010, . 4 5 .80г20 . 7,2

70г30 : 11,8

60!40 l2 0

55г45 .. 12,1

50г 50 12,4 ,45г55 .. 12 3

40 60 . Расслаивается

2,8

Известный состав

». 100:0

95:5

90:10

85гl5

80:20

75:25

70:30

65:35

60:40

55г45

50:50

45:55

40:60

30:70

25г75

П

П

П

П

П

П

П

П

Л

Л

П

П

П

П

П

П

П

П

П

Л

Л

Л

»!

1558087

Табаки ° 3

Относительное

>:>tt.ttettt.t. пронапевности по

Удельиал вбфективность

>.Щ>л ——

Проиинлеиость по воде °

ПАВ (иа аксиовт7> иас.г ееодо- Отн

Припер р д 4ПС/ОП"10 до оЬработ- после обкн (работки

Таблица 4 ни!(ае юсть по воде, тноситель е снннее прониености воде

Содернанне ПАВ (на тивну10 основу), нас

Удел ьнав эФфектнвность п! ttet(t7tt

Нине рапи"

8 1lHtI ппа тово!1 во

Д47, ХТ /И лев род

ЛВС 011-10 обре- после обратхн ботэ!и

+ ttAb

2,75

2,75

2,75

2 75

lO

60.

24,3

23,8

7,6

l,64.

l 498

l 41

0;М9

1,89 I 15

2 06 l,04

l,78 l,2l

l,82 2, 03

1 2>25

l2 2,25

13 2,25

14 2,25

Таблица 5 арканив IIAB (иа актннит>о осд>н!ТЭ > нес>8

А8С ОП 10

Углеводе оинцаеиость по воде>

11tocttT > лье сиинение ронина скости воде обрабо кн роиатичес ий растворителе спе обра ботки . гкап

Фть!

5 2,25 2>75 95

16 ) 2,25 2,75

95 !

7 . 2,25 2,75

1>89

1,93

1,98

24,3

25,8

23,9

1, l5

О>97

1>03

1 ° 64

I 99

1 92!!

Составитель А., Вруслов Р>едактор С, Рекова Техред H,Õîäàíè÷ Корректор И.Самборская

Ва каа 4570 .; краж . Подписное .ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям прн ГКНТ СССР

113035, Иосква, Ж-35, Раушская наб., д 4/5 . 42РоизвоДствеино-изцательский комбинат "Патент", г. У!кгоРоДе Ул. ГагаРина, 101

l 2>25

2 4,50

3 2>75

4 9,00

5 4,50 б S,SO

7 2,20

8 2,65

9 9,И !

О 6,40

Il Ивеестниб (прото". состав тип) 2 75

0,50

2,25

1>00

5 50

4,SO

1,80

0>35

l >45

5>60

96

96

97 89

45>55 1,89

90:10 1> 93

И!45 1 87

90. 10 1,82

4S:55 I 83

55t45 l,78

45!И 1,79

88t12 1>8á

87!!3 . 1,83

53>47 1 78

1>95

1 ° 15

I 04

0,85

0,72

1,02

0,76

1,52

1 70

0,98

0,87

l,36

24,3

25,1

22 ° 8

28 ° >

27,5

28 ° 1 14,1

12,3

18,0

1S>б

10,7

1,64

1 ° BS

2,20

2 ° 53

1,79 г,»

I,18

1,09

I,87

2,04

i,43