Состав для обработки призабойной зоны пласта

Состав для обработки призабойной зоны пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к нефтевытесняющих свойств после нейтрализации его в пласте. Состав содержит компоненты при следующем соотношении, мас.%: нефтяной сульфанат (НС) или синтетический сульфонат (СС) 0,25-3,00

оксиэтилированный алкилфенол (ОАФ) 0,10-2,30

соляная кислота (в пересчете на хлористый водород) 5,0-23,0

вода остальное. В качестве НЕ или СС используют соответственно, карпатол или кислый гудрон, нейтрализованный щелочью, в качестве ОАФ - неонол марки АФ<SB POS="POST">9</SB>-12. Состав готовят путем последовательного растворения в 5-24%-ной соляной кислоте ОАФ и НС или СС. Состав м.б.использован для освоения скважин после бурения и ремонта, для перевода добывающих скважин в водонагнетательные, а также для очистки насосно-компрессорных труб стволов скважин от соляных отложений. 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (ц) E 21 В 43/27

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А ВТОРСКОМ,Ф СВИДЕТЕЛЬСТВУ

О, 25-3, 00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4456985/23-03 .(22) 19.07.88 (46) 15.06.90, Бюл. У 22 (71) Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" и Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности (72) В.П.Городнов, О.В.лещук, В.Д.Михайлюк, В.А.Петриняк и В.Г.Касянчук (53) 622.245 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

N - 1161699, кл. Е 21 В 43/22, 1983, (54) СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОРНОЙ

ЗОНЫ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к нефтевытесняющим составам. Цель изобретения — повышение эффективности состава

Изобретение относится к нефтяной промышленности..

Цель изобретения — повышение эффективности состава за счет сохранения нефтевытесняющих свойств состава после нейтрализации его в пласте.

Для этого используют состав, содержащий нефтяной или синтетический сульйонат, оксиэтилированный алкилфенол, соляную кислоту и воду при следующем соотношении компонентов, мас.7:

Нефтяной ипи синтети- I ческий сульфонат

2 за счет сохранения нефтевытесняющих свойств после нейтрализации его в пласте. Состав содержит компоненты при следующем соотношении, мас. Ж: нефтяной сульфонат (НС) или синтетический (CC) сульйюнат О, 25-3, 00; оксиэтилированный алкилфенол (ОАФ) О, 1 О2,30; соляная кислота (в пересчете на хлористый водород) 5, 0-23, О; вода остальное. В качестве НС или СС используют соответственно карпатол или кислый гудрон, нейтрализованный щелочью, в качестве ОАФ вЂ” неонол марки АФ -12.

Состав готовят путем последовательного растворения в 5-247.-ной соляной кислоте ОАФ и НС или СС. Состав м.б, использован для освоения скважин после бурения и ремонта, для перевода добывающих скважин в водонагнетательные, а также для очистки насоснокомпрессорных труб, стволов скважин от соляных отложений. 1 табл.

Оксиэтилированный алкилфенол О,1 0-2,30

Соляная кислота (в пересчете на HCl) 5,00-23,00

Вода Остальное

В качестве нефтяного ипи синтетического сульфоната используют сульфонаты с эквивалентным весом 340-520, например, карпатол — кислый гудрон, нейтрализованный аммиаком или щелочью (нефтяной сульфонат), сульфонол. В качестве оксиэтилированного алкилфенола - водорастворимый продукт марки неонол, например неонол А ь -12.

1571224

Состав готовят последовательным растворением в 5-247.-ной соляной кислоте оксиэтипированного алкилфенола 1 нефтяного или синтетического суль5 фаната. Соляную кислоту концентрации, меньшей 24%, готовят раэбавлением товарной 24%-ной соляной кислоты водой.

Для сравнительной оценки зффективНостей составов готовят составы сог асно изобретения и прототипа. Состав-прототип готовят растворением

2,1 г 1 Л-72 в. 98 г 57.-ro раствора соляной кислоты, что отвечает 0,75Х

1 меси IIAB в кислоте. Уоющее средство 1Л-72 включает следующие компоненты, ас.X: алкипсульфонат 60-70, алкилензолсульфонат 25-27, полигликолевый фир ди-трет-бутилфенола (ПЭД) 5-8, остав согласно изобретения готовят оследовательным растворением неонола карпатрла (или сульфонола) в соляйой кислоте.

Часть приготовленных соляно-кислотных поверхностно-активных составов 25 (50 мл) нейтрализуют путем перемешивания их с 20 г карбоната кальция, являющегося основной карбонатной составляющей породы — коллектора, Продукт нейтрализации отделяют от осадка центрифугированием с последующей декантацией.

Вытеснение остаточной нефти после заводнения,керна проводят по следующей методике.

35 модель пласта 1керн) длиной 50 см ,и диаметр м 1,1 см, представленную кварцевым песком, имеющую пористость

36% и проницаемость.по воде 3,8 мкм, 8 насыщают пластовой. водой с общим со- 40 держанием солей 12,7%, Затем воду вытесняют нефтью вязкостью 9, 2 ИПа с при 20 С в количестве трех поровых о объемов, после чего нефть вытесняют той же пластовой водой до предельной 45 обводненности выходящих проб жидкости из керна, При этом конечное нефтевытеснение достигает 79-817., Затем в керн последовательно закачивают испытуемый состав в количестве одного по- 50 рогового объема и воду до прекращения выноса нефти. Опыты проводят при комнатной температуре.

Эффективность. состава оценивают по количеству нефти, вытесненной из модели пласта, и выражают в виде коэффициента вытеснения „ в объемных процентах от остаточной нефти после эаводнения. Примеры приготовления и испытания составов приведены в таблице.

Пример 1, Состав, состоящий из 5,3 мас,7. ПАВ (3,0% карпатола и

2,3%.АФ -12) 16,0 мас,X соляной кислоты, вода — остальное, испытывают на нефтевытеснение по указанной методике ° В результате иэ керна вытесняется. вся оставшаяся после эаводнения нефть, как кислым поверхностно-активным составом (КПАС), так и продуктами нейт-. рализации его карбонатом (см. табл,, состав 1) .

II р и м е р 2. Состав, состоящий из 2,75 мас.7. ПАВ (1,65% карпатола и

1,17. Ай, — 12), 17,0 мас.% соляной кислоты, вода — остальное, испытывают на .нефтевытеснение по указанной методике. В результате иэ керна вытесняется КПАС 787. нефти, а продуктом нейтрализации — 92X нефти, оставшейся после звводнения (см. табл,, состав

3).

П р е р 3. Состав, состоящий из 0,9 мас ° % IIAB (0,5Х карпатола и

0,4% Аф — 12), 5 мас.% соляной кислоты, вода — остальное, испытывают на нефтевытеснение по данной методике, В результате из керна вьггесняется

КПАС 28% нефти, а продуктом нейтрализации — 827 нефти, оставшейся после заводнения (см. табл., состав 7).

Пример 4. Состав, состоящий из 2,75 мас,% ПАВ (1,657,карпатола и

1,1 7. А@э - 12), 22 мас .Х соляной кислоты и воды - остальное, испьггывается на нефтевытеснение по данной методике. В результате из керна вытесняется

КПАС 947 нефти, а продуктом нейтрализации — 967 нефти, оставшейся после заводнения (см. табл., состав. 5).

П. р и м е р 5. Состав, состоящий из 0,45 мас.X.ÏÀÂ (0,25% карпатола и

0,2% А ь — 2), 5 мас.З соляной кислоты, вода — остальное, испытывают на

\ нефтевытеснение по указанной методике. В результате иэ керна вытесняется

КПАС 18% нефти, а продуктом нейтрализации -- 64% нефти,- оставшейся после заводнения (см. табл., состав 8) .

Пример 6. Состав, состоящий из l,65 мас..Х ПАВ (1,57. сульфонола и

0,15% АФ - 10), 23 мас,7. соляной кислоты, вода — остальное, испытывают на нефтевытеснение по указанной мето" дике. В результате из керна вытесняется КПАС 38Х нефти, а продуктом ней35

О, 10-2,30

5 15712 трализации — 687. нефти, оставшет ся после заводнения (см, табл1,состав 13).

Пример 7. Состав, состоящий из 0,85 мас.7. ПАВ (0,757. сульфонола и 0,107. АФ вЂ” 10), 5 мас.7. соляной кислоты, вода — остальное, испытывают на нефтевытеснение по данной методике. В результате из керна вытесняется 1О АС 307. неФти, а продуктом нейтрализации — 547 нефти, оставшейся после заводнения (см. табл., состав 14) .

Рез уль та ты оп ределения нефте выте сияющей способности составов приведены 15 в таблице. Составы согласно изобретения, приготовленные как на нефтяных (составы 1-8), так и синтетических сульфонатах (составы 1!3 и 14) с использованием НПАВ марок АФо — 12 и

АФ вЂ” 10 соответственно, показывают более высокую нефтевытесняющую способность после их нейтрализации, чем исходные соляно-кислотные составы (составы 3, 4, 6 — 8, 13 и 14). И только при содержании в КПАС смеси АпАВ и

НПА — 0,37 эффективность обеих форм составов одинакова. Из этого следует, что нижний предел концентрации смеси

ПАВ в предлагаемых составах составля- ЗО ет 0,457. (состав. 8) и верхний — 5,37 (состав 1), поскольку в последнем случае. эфФективность состава как в кислой, так и в нейтральной формах предельно возможная (1 OOX).

Нефтевытесняющая способность продукта нейтрализации известного состава ниже нефтевытесняющей способности

его соляно-кислой формы и составляет всего 57. панные составы нри близком 40 содержании смеси ПАВ (0,75X) к содержанию в известном составе хотя и имеют меньшую эФфективность КРАС, но значительно большую в нейтральной форме (ср. составы 7, 8 и 14 с соста- 45 вом 15) . Последнее, в конечном итоге, обеспечивает более высокую эффективность предлагаемых составов как в кислой, так и в нейтральной формах по сравнению с эффективностью известного Я1 состава.

Из сравнения эффективности предлагаемых составов. 5 и 6 с контрольными составами 10-12, представляющих собой растворы отдельных компонентов сс

24 6 первых той же концентрации видно что данные составы, как в кислой, так и в нейтральной формах значительно превосходят по эффективности как соляную кислоту (состав 12), так и нейтральный водный раствор смеси ПАВ (составы 10 и 11). Таким образом,данные составы проявляют синергетический эФФект при вытеснении остаточной нефти из керна, Состав используют для интенсификации водонагнетательных и нефтедобывающих скважин как самостоятельно, 1 так и в комплексе с другими химреагентами вяэкоупругими составами, ингибиторами коррозии, парафино- и солеотложения и т.п. путем закачки его в пласт насосными агрегатами или введением в пласт с помощью импульса давления, создаваемого, например, термогазохимическим или электрогидродинамическим воздействием, взрывом кумулятивного заряда перфоратора.Он может быть также использован для освоения скважин после бурения и ремонта, для перевода добывающей скважины в водонагнетательную, для очистки насоснокомпрессорных труб, ствола скважины от солевых отложений и т.д.

По сравнению с известным данный состав позволяет дополнительно добыть

l3-15 тыс. т нефти на каждые 1 000 м состава.

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий неФтяной сульФонат или синтетический сульфонат, оксиэтипированный алкипфенол, кислоту и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения эфФективности состава за счет сохранения нефтевытесняющих свойств после нейтрализации его в пласте, компоненты состава взяты в следующем соотношении,мас. X:

Нефтяной сульфонат или синтетический сульфонат. 0,25-3, О

Оксиэтипированный алкипфенол

Соляная кислота (в пересчете на НС1) . 5,00-23,00

Вода Остальное

1571224 „; Х от остаточной нефти

Содержание компонентов в КПАС, иас.Х

Ф сос- Состав тава

Вода

Соляная кислота (в пересчете на НС1) Продукт нейтрализации! сновМарка

Пересчет

11арка сновное ое вещество на товарный продукт е!аетв о

АФ -12

t!!1е

Карпатол

То же

Данный

То же!! !!

lI

It!! !! !! !!

А -10 !!

ПЭД МЛ-72

1,5

0,75

0,7

Сульфонол !!

Данный !!

Прототип

Суль фон ат

ИЛ-72

Составитель 1о,Журов

Техред М.Ходапич Корректор В.Кабапий

Редактор И.Касарда г

Заказ 1495 Тираж 483 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г.Ужгород, ул. Гагарина,101

2

4

6

8

10 !

12

13

14

14 и

I !! !! !! !! !

KOHTPOJIbRblA !! !!!!

II

I !! ч

II

lt

II и

3,0

2,35

1;65

0,75

1,65

0,5

0-5

0,25

0,17

1,65

0,5

12,0

9,4 ,6,6

3,0

6,6

2,0

2,0

1,0

0,6

6,6

2,0

3,3

1,65

2,05

2,3

1,85

1,1

0,65

1,1

0,5«

0,4

0,2

О,!3

1,1

0,54

0,15

О!1

0,05

16, О 69,7 100

16,0 72,75 87

17,0 75 3 78

18,0 78!35 20

22,0 70,3 94

12,0 85,4 40

5 О 92 6 28

50 938 18

5 0 94,19 15

О 92,3

О 97,46

5,0 95,0 27

23,0 73,55 38

5 0 93,25 30

5 0 92,9 42

98

92

56

72

82

64

8

68

54