Состав для обработки призабойной зоны пласта

Состав для обработки призабойной зоны пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для интенсификации работы скважин. Цель - повышение эффективности состава за счет улучшения нефтевытекающих и реологических свойств. Состав содержит следующие компоненты при их соотношении мас.%: анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) или его смесь с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) 0,06-2,00

полиакриламид (ПАА) 0,01-0,10

5-30%-ная соляная кислота (СК) - остальное. В качестве АПАВ используют синтетический (сильфонол) или нефтяной сульфонаты, в качестве НПАВ - оксиэтилированный алкилфенол марки неонол АФ<SB POS="POST">9</SB>-10 или АФ<SB POS="POST">9</SB>-12. В качестве СК используют техническую или ингибированную СК. Состав готовят путем последовательного растворения НПАВ, АПАВ и водного раствора ПАА в СК или смешиванием с раствором ПАА в СК сначала НПАВ, а затем АПАВ. Применение состава позволяет дополнительно добыть 10-12 т нефти на 1 т состава. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН

А1 (19> SU (и) Р1) E 21 В 43/22

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ.К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

1 (21) 4484741/23-03, (22) 21.09.88 ,(46) 23.06.90. Бюл. 1- 23.

<71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности (72) В.П.Городнов, Т.И.Серебрей, H.Á.Ìàñëåííèêîâà, Н.А.Пятаев и А.А,Киргизов (53) 622.245,(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

1Ф 1161699, кл. E 21 В 43/22, 1984. (54) С0СТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти и предназначено Для интенсификации работы скважин. Цель изобретения — повышение эф1 фективности состава за счет улучшения нефтевытекающих и реологоческих (Изобретение онтосится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для интенсификации работы нагнетательных и нефтегазодобывающих скважин.

Целью изобретения является повы-. шение активности состава для обработки призабойной зоны пласта за счет улучшения нефтевытесняющих и реологических свойств состава.

Для этого в состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий анионное поверхностно-активное вещество (AIIAB) или смесь его с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) и соляную кислоту, допол-

2 свойств. Состав содержит следующие комноненты при их соотношении мас.X: . анионное поверхностно-активное ве:щество (АПАВ) или его смесь с неио-.

;ногенным поверхностно-активным ве,ществом (НПАВ) 0.,06-2,00; полиакри:ламид (ПАА) 0,01-0,10; 5-30Х-ная соляная кислота (СК) остальное. В качестве АПАВ используют синтетический (сульфонол) или нефтяной сульфонаты, в качестве HIIAB — оксиэтилированный алкилфенол марки АФ -!О или АФ9-12.

В качестве СК используют техническую или ингибированную СК. Состав готовят путем последовательного растворения НПАВ, AIIAB и водного раствора.

ПАА в СК или смешиванием с раствором

ПАА в СК сначала НПАВ, а затем АПАВ. . Применение состава позволяет дополни" тельно добыть 10-12 т нефти на 1 т

" состава. 1 s.ï. ф-лы, 2 табл. нительно вводят полиакриламид при следующем соотношении компонентов, М

Ьаиб ма с. X.:

АПАВ или смесь его 4ь с НПАВ .. 0,06-2,0 @ah

Полиакриламид 0,01-0,1 .

Соляная кислота Остальное

В ка .естве АПАВ используют синте-, тический сульфонат-сульфонол (алкилбензолсульфонат) или нефтяной сульфонат марки НЧК. В качестве НПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол марки неонол АФ -10 или АФ -12.

В качестве соляной кислоты использ;ют 5-30Х-ную техническую или ингибированную соляную кислоту.

1573144

Состав готовят в следующей после-. довательности.

Для приготовления состава на основе технической соляной кислоты ис5 пользуют только АПАВ, а для составов на основе ингибированной соляной кислоты — смесь АПАВ с НПАВ. Поскольку иигибированная кислота содержит .ингибитор коррозии катионного типа, кото- 10 рмй, взаимодействуя с АПАВ, высаливает его из раствора. Для приготовления однородного (без осад а) раствора фАВ на ингибированной соляной кисло. те в него вводят НПАВ.. 15

Как показали лабораторные исследования при растворении АПАВ, НПАВ и полиакриламица (ПАА) в соляной кислоте образуются сульфокислота, оксониевое соединение и полиакриламид, содержащий звенья акриловой кислоты соответственно. Эти продукты взаимодействуют между собой за счет водород.!

Мой связи и образуют высокомолекулярцые комплексы, которые обладают повьппенными нефтевытесняющими и реологическнми неньютоновскими свойствами

По сравнению с известными солянокис 1отными составами.

Составы на основе технической соляной кислоты готовят растворением, в кислоте заданного количества анионНого ПАВ, а затем предварительно приготовленного 0,5-1,0Х-ного раствора

Йолиакриламида либо смешиванием раствора полиакриламида с соляной кисло35 той и последующим растворением АПАВ этой смеси до требуемой концентра ции.

Составы на основе ингибированной

Соляной кислоты готовят последовательным растворением заданных количеств НПАВ, а затем АПАВ и 0,5-1,0Хного водного раствора полиакриламида илисмешиванием раствора полиакриламида с ингибированной соляной кислотой и последующим растворением в соляно1 кислотном растворе полимера сначала

ЙПАВ, а затем АПАВ.

При необходимости приготовленные солянокислотные поверхностно-актив50

Ные полнмерсодержащие составы могут быть также разбавлены до необходимого содержания ингредиентов водой нли раствором полимера.

Пример ы. Составы согласно 55 изобретения испытывают на эффективность нефтевытеснения в сравнении с эффективностью известного состава.

В качестве АПАВ используют сульфонол или нейтрализованный черный кон— такт (НЧК), в качестве НПА — оксиэтилированные алкилфенолы марки неонол А@ -10 и А ь -12, в качестве полиакриламида — йолиакриламнд молекулярного веса 16 млн,и в качестве соляной кислоты — техническую и ингибированную соляные кислоты с содержанием 36 и 24Х НС1 соответственно.

Известный состав готовят растворением в 85 мл технической соляной кислоты 0,06-1,0 г АПАВ и в 90 мл ингибированной соляной кислоты 0,061,0 г неонола и затем 0,06-1,0 г

НПАВ. Затем добавляют воду из расчета получения концентрации соляной кислоты в известном составе такой же, как в данном составе, Данные составы готовят так же,как

\ известные составы, но затем вводят при перемешивании 0,5-1,0Х-ный раствор полиакриламида до заданного его содержания в составе.

Методика испытания состоит в следующем.

Модель пласта (керн) длиной 50 см и диаметром 1,1 см, представленную кварцевым песком и имеющую пористость

36-38Х и проницаемость по воде 3,84,0 мкм, насьпцают пластовой водой с общей минералиэацией 12,0Х. Затем воду вытесняют тремя поровыми объемами нефти вязкостью 8,3-8,6 МПа с при 20 С и затем нефть вытесняют той о же пластовой водой до предельной обводненности выходящих проб жидкости из керна.

При этом конечное Heфтевытеснение достигает 79-81Х. Затем в керн последовательно закачивают один поровый объем испытуемого состава и три поровых объема воды. Опыты проводят при комнатной температуре.

Эффективность состава оценивают по количеству нефти, вытесненной из модели пласта,и выражают как коэффициент вытеснения („) в объемных процентах от остаточной нефти после заводнения керна (нефтевытесняющие свойства) и по остаточному фактору сопротивления фильтрации воды после закачки состава R, — отношению подвижности воды при остаточной леАтенасьш енности керна до закачки состава к подвижности воды после его закачки. Чем выше R „,, тем лучше реологические свойства состава.

5 157

Резуль-.ат. испытания с ставов На основе техниче"кой .соляной кислоты приведены в табл. 1, а на основе ингибированной соляной кислоты — в табл. 2, l

При введении в известный .состав полиакриламида (данные составы) улучшаются как нефтевытесняющие, так и реологические свойства по сравнению ,с известным способом (ср. составы

2 с 1,4 и 9 с 3,6 и 11 с 7,14 с .16 и 15 с 17, табл. 1, а также составы

19 с 20, 24 с 25, 27 с 26, табл. 2). .Однако при содержании полиакриламида ниже 0,01Х технологические свойства данного состава несущественно (в пределах ошибки методики их определения отличаются от аналогичных свойств известного состава)(ср. состав 28 с 29, табл. 2). Таким образом, нижний предел содержания полиакриламида в данном составе составляет 0 01Х а за верхний предел его содержания в составе, исходя из экономических соображений (стоимость состава), принят

0,1Х (ср. состав 11 с 7, табл. 1 и

24 с 25, табл. 2).

Из сравнения эффективности предлагаемых составов 2 с 1 и 12 с 13, табл. 1, а также составов 18 с 19, табл. 2 видно, что нижний предел содержания АПАВ или смеси его с НПАВ в данном составе составляет 0,06Х тогда как верхний предел их содержания в составе, исходя из экономических соображений, принят 2Х (составы

23 и 24, табл. 2).

Для приготовления данного состава эффективно используют как синтетические сульфонаты типа сульфонол, так и нефтяной сульфонат марки НЧК, а из неионогенных ПА — неонолы .как марки

АФ9-12, так и АФэ-10 (составы 23, 26 .и 27, табл.2), Для приготовления могут быть использованы как неразбавленные, так и разбавленные водой техническая и ингибированная сопяные кислоты (составы 5,14 и 15 в сравнении с известными составами 13, 16 и

17, табл. 1 и составы 19, 21 и 22, табл. 2).

Таким образом, дополнительное введение 0,01-0,1Х-ного полиакриламида в

0,06-2,0Х-ный раствор АПАВ или смеси его с НПАВ в соляной кислоте повышает его,эффективность IIo сравнению с известным составом за счет улучшения

I !

3144 нефтевыте сияющих и реологиче ских свойств.

Состав используют для интенсификации работы водонагнетательных и нефте5 добывающих скважин как самостоятельно, так и в комплексе с другими химреагентами (вязкоупругими составами, ингибиторами коррозии, парафино- и солеотложения и т.п.) путем закачки состава в пласт насосными агрегатами или введения в пласт с помощью импульса давления, создаваемого, например, термогазохимическим или электрогидродинамическнм воздеиствием, взрывом кумулятивного заряда.перфоратора. Он может быть также использован для регулирования разработки нефтяных месторождений для освоения

20 скважин после бурения и ремонта, для перевода добывающей скважины в водонагнетательную, для очистки насоснокомпрессорных труб, ствола скважины от солевых отложений и т.д °

25 По сравнению с применением известного состава применение предлагаемого состава позволяет дополнительно добыть на каждые его 1000 м 10-12тыс.т з нефти.

Формула изобретения t. Состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) или его смесь с неионогеннь1м поверхностно-активным веществом (НПАВ) и соляную кислоту, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения активности состава за счет улучшения

40 нефтевытесняющих и реологических свойств, состав дополнительно содержит полиакриламид при следующем соотношении компонентов,мас._#_

Анионное поверхностно45 активное вещество или его смесь с неионогенным поверхностно-активным веществом 0,06-2,00

Полиакриламид О, 01-0, 10

Соляная кислота Остальное

2. Состав по п. 1, о т л и ч а юшийсятем, что в качествеАПАВ используют синтетические и нефтянЫе сульфонаты, в качестве НПАВ- оксиэтилиро55 ванные алкилфенолы марки неонол, а в качестве соляной кислоты — 12-24Хную техническую или ингибированную

1 соляную кислоту.

1573144

Таблица!

Содеркание компонентов

i ПАА, Соляная кислота мас.I мас.X ) концентрация

1кислоть), нвс.I

Состав (к 2 от ост. нефти и оот

АПАИ мас. I марка

Сульфонол

Сульфонол

Таалица2 к 2 от ост

Солякак кислота нефти

R ъът

ПАА > иас, I

ПА8 и

rtAB ас.I

Состав иас.i Концентрация кислоты иас. I марка мкс.I марка мас. I

АФ-12

0,0!

O ° О!

О ° 0!

О;01

0,05

О,!

Сулъфонол

»

АФ-! 2 в

Сулъвонол

АФ-10 нчк

О 05

О, 005

АФ-!2

Сулъвоиол

Составитель Ю.Журов

Редактор Г.Гербер Техред M.Õîäàíè÷ Корректор В.Кабаций

Заказ 1б27 Тираж 482 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-ÇS, Раушская на(7., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r.Óæãîðîä, ул. Гагарина, 101

1 (Иэвестный)

2 (Предлагаемый)

3 (Иэвестный)

4 (Предлагаемый).

5 (Предлагаемый)

6 (Предлагаемый)

7 (Иэвестный)

8 (Предлагаемый)

9 (Предлагаемый)

10(Предлагаемый)

11(Предлагаемый)

12(Предлагаемъв)) .13(Иэвестный)

14(Предлагаемый)

15(Предлагаемый)

16(Иэвестный) !

7(Иэвестный) 18 (Предлагвеиый) !

9 (Преллкгаеиъ>й) 20 (Иэвестиый)

21 (Лредлагаеиъ>й)

22 (Преллкгаеиый)

23 (Предлагвеиъ>й)

24 (Предлагвеиъв!)

25 (Иэвестиый)

26 (Иэвестиый)

27 (Предлагаемый)

28 (Предлагаемый)

29 (Иэввстный) 0,05

0,20

0,20

0,20

0,20

1,0

2,0

2,0

1,!

1,!

1i0

1,0

0,06

0 06

0,1

0,1

0 5

1,0

1iO

0,1

0,1

0>25

l 0

0 05

0 05

0,5

0 5

0l)

0 5

0,025

О,!

О,!

0,1

0,1

0,5

1,0

1,О

0,6

0,6

0>5

0,5

0,05

0 05

0,05

0,05

0> 018

0,025

0,025

0,1

0,018

0 05

0,05

0,025

О,!

О ° 1

О,!

0,1

0>5

1 ° 0

1,0

0,3

0>5

0,5

0,5

99,94

99,89

99,9

99,85

99, 45

98, 95

99,0

99,882

99,875

99>725

98,90

99,932

99,95

99,45

99,45

99 5 °

99,5

12

12

12

12

12

12

12

12

12

t2

12

12

12

32

32

99, 94

99,79

99,80

99,79

99,79

98 ° 95

97,90

98,00

98,90

98,85

98,995

99,00

17 5

17,5

17 5

6,0

12,0 .

17>5

17,5

17,3!

8>0!

8,0. 17,0!

7,5

24,5

21,0

33,2

67,0

60,0

35,0

22,2

29,0

50,0

68,0

17,0

12>0

71,0

56;0

54,0

58,0

О

О

29

68

3S

3.

0,7

3 ° а

0,7

2,5

4,3

2,5

0,5

1 2

1,9

4,0

4,5

0 9

0,7

2,3

2,1

0,45

0,7!

3,3

0,6

3,2

1,6

4,2

4,2

0,6

0,8

1,8

0,8

0,7