Гидрофобизирующая добавка к растворам для обработки призабойной зоны нефтяной скважины

Гидрофобизирующая добавка к растворам для обработки призабойной зоны нефтяной скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Сущность изобретения: добавка содержит , мас.%1 40-50 алкилдиметилбензиламмонийхлорида; 2-3 алкилдиметиламмонийхлорида; 2-10 диметиламмонийхлорида, остальное - вода, где алкил - углеводородный радикал Cio-Cie. Для приготовления добавки в реакторе нагревают до 40°С при 1,4 МПа смесь хлоралканов Cio-Cie и водный раствор диметиламина (ДМА) в течение 2 ч,после чего смесь охлаждают , добавляют 0,1 объема щелочи и при 100°С отпаривают ДМА в сборник с водой при слабом раствором ДМА. При достижении в сборнике концентрации ДМА 380-410 г/л раствор охлаждают и после расслоения отделяют верхний слой (третичный амии с концентрацией не ниже 94%), к которому добавляют хлористый бензил, выдерживают в течение 64 ч до постоянства рН, охлаждают до 35-40°С и сливают в тару. 4 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (s»s Е 21 В 43/22

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4805461/03 (22) 23.03,90 (46) 23.10,92. Бюл. М 39 (71) Государственный научно-исследовательский и проектный институт хлорной промышленности с опытным заводом и КБ (72) Б.А.Ильин, И.С.Хаеров, X.M.Ìîðäóõàåâ, А.И.Гершенович, О,B.Ïoëîçoâ, Ф.А.Айгинин, С.В.Пригода и В.М.Юрьев (56) Патент СССР N 1274631, кл. E 21 В 43/22, 1984. (54) ГИДРОФОБИЗИРУЮЩАЯ ДОБАВКА К

РАСТВОРАМ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ (57) Сущность изобретения: добавка содержит, мас.,40-50 алкилдиметилбензиламмонийхлорида; 2 — 3 алкилдиметилИзобретение может быть использовано для увеличения продуктивности и удлинения срока службы добывающей нефтяной скважины, Известно, что с целью повышения нефтеотдачи нефтяных пластов в них через систему нагнетательных скважин подают воду или водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ). После этого иэ добывающих скважин начинает поступать смесь нефти и воды, причем обводненность нефти в процессе эксплуатации возрастает, а производительность скважин падает.

flocne того как эксплуатация скважины становится нерентабельной, ее загружают солевыми растворами и проводят кислотную отработку призабойной зоны пласта 812 -ными растворами соляной кислоты.

Такая обработка сопровождается сложностями при последующем освоении скважи„„5U„„1770552 Al аммонийхлорида; 2-10 диметиламмонийхлорида, остальное — вода, где алкил — углеводородный радикал С1о-C1s Для приготовления добавки в реакторе нагревают до 40 С при 1,4 Mila смесь хлоралканов

С10-С18 и водный раствор диметиламина (ДМА) в течение 2 ч,после чего смесь охлаждают, добавляют 0,1 объема щелочи и при

100 С отпаривают ДМА в сборник с водой при слабом раствором ДМА, При достижении s сборнике концентрации ДМА 380-410 г/л раствор охлаждают и после расслоения отделяют верхний слой (третичный амин с концентрацией не ниже 94 ), к которому добавляют хлористый бензил, выдерживают в течение 64 ч до постоянства рН, охлаждают до 35 — 40 С и сливают в тару. 4 табл. ны и не приводит к увеличению ее продуктивности. Для увеличения нефтеотдачи таких скважин проводят дополнительную обработку призабойной зоны составами, включающими водорастворимые полимеры (полиакриламид, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), оксиэтилированная целлюлоза), ми- С) неральные добавки и гидрофобизирующие агенты.

1(Я

Известен состав для обработки призабойных зон, включающий оксиэтилированную целлюлозу(0,8 — 0,9 ), хромовые квасцы . (1 — 2, ), гидрофобиеирующую кремиииоргеническую жидкость (0,2 — 0,3ь), алкилбен- ь зилдиметиламмонийхлорид (2,5-3,0%) и воду (до 100 ).

Данный состав обладает удовлетвооительными гидрофобизирующими свойствами, однако несовместим с кислотными технологическими растворами, используе1770552 мыми при третичной добыче нефти. Более того, использование этого и падобнь:х растворов, содержащих несовместимые с кислотами гидрофобизирующие добавки, делает невозможным освоение обработанных скважин.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является воднйй раствор„вкп ачающий 0,1-3% триизобут4лфенопсульфоната натрия, калия или аммония, рекомендуемый для обработки приэабойных зон нефтяной скважины с целью увеличения ее нефтеотдачи.

Однако эффективность данного состава низка из-за плохой совместимости анианных ПАВ с кислыми средами и высакоминерализованными пластовыми водами.

Необходимо отметить, что использование соляной кислоты при обработке призабойных зон сопровождается ускоренной коррозией оборудования и, как следствие, возникает необходимость повторного глушения добывающей скважины, праведе:-Гия ремонтных работ и повторной кислотной обработки призабойнай зоны с последующим введением в нефтеносный пласт гидрофобизаторов.

Целью изобретения является повышение продуктивности нефтяной скважины, снижение обвадненности нефти и уменьшение коррозионного воздействия технологических растворов HG нефтедобывающее оборудование.

Поставленная цель достигается использованием добавки, содержащей поверхностно-активное вещество и воду, причем в качестве поверхностно-активного вещества она содержит смесь алкилдиметипбензиламмонийхлорида, апкипдиметиламманийхлорида и диметиламмонийхлорида, где алкил — углеводородный радикал С1О-С18, при следующем соотношении камгюнентав, мас.7:

Алкилбензилдиметиламмонийхлорид 40 — 50

Алкилдиметиламмонийхлорид 2 — 5

Алкилдиметиламин 2 — 10

Вода Остальное

Предлагаемая добавка совместима с технологическими растворами, используемыми при обработке приэабойных зан нефтяной скважины, и способна инициировать нефтеотдачу заглушенной скважины, освоение которой невозможна осуществить обычными приемами, Состав добавки определяется технологическими приемами ее получения. Испапьап хил ьнаго остатка С1а-С18 обусловлено гем, чта именна эта фракция обеспечивает максимальный положительный эффект, уменьшение алкипьнага остатка да фрак5 ции С8-С1n сопровождается снижением гидрафабиэирующега действия; высшие

С2а-С25 апкипгапагениды труднодоступны и их использование невозможно из-эа отсутствия сырьеваи базы.

l0 Гидрофабизирующу а добавку получают следующим способом.

В реактор падают смесь хпарапкзнав

Сю-С18 и водный раствор диметиламина при малярном соотношении 1:2. Смесь нагрева15 ют до 160"С., давление 14 атм, Через 2 ч смесь охлаждают до 40 С и затем выделяют третичный амин. Дпя этОГО при рааатающей мешалке к реакционной смеси добавляют

0,1 объема щелочи, и при 100 С происходит

20 атпарка диметипамина в емкость со слабым раствором диметипамина ипи воды. При достижении в сборнике канцентрациидимети-. памина 380 — 410 г/п раствор охлаждают и отстаивают; нижний слой — вода, верхний,—

25 третичный амин. Затем к третичнаму амину с концентрацией не ниже 94% добавляют хлористь;й бензил, Реакционную массу выдерживают 6 ч да Окончания реакции. Реакция считается законченной, когда р Н раствора ста30 навится постоянным, Полученный продукт охлаждаютт до 35 — 40 С и сливают в тару, Пример получения добавки. В реактор подают 127,2 г хпарапканэ и 322,5 г 40;4-нагс ваднага раствора диметипамина. Смесь

35 наго,,ваю.» po 1500 - давление в г еактаре 20 атм. Через 2 ч смесь Охлаждают до 40ОС. Дпя выделения третичного амина к реакционной смеси дабаьпяют 200 мп 100 -ной щелочи v:

1 Л0 Отп "ривают диметипамин. После

40 отделения от третичного амина воды в реак-,oð добавляют 27 г хлористого бензипа. Реакционную массу выдерживают в течение 5

, öo тех пар, пака рН продукта не герестанет изменяться (рН вЂ” 7,5).

45 Состав полученного продукта, мас,0 0:

Апкипдиметипбензиламманийхпорид С10 С18 .45

Алкилдиметипаммонийхлорид С1о-С 8 2

50 Алкилдиметипамин С18-С18 2

Вада Остальное

3 зависимости ат состава исходного сырья и полупродуктов может быть получена добавка следующего состава, мас,%:

55 Апкипбечзипдиметипамманийхпарид 40-50

Алкилдиметипамманийхпарид 2 — 5

Алкипдиметипамин 2 — 10 зование алкипгапагенидав с длиной Вода Остальное

1770552

Использование предлагаемой добавки в составах для обработки приэабойных зон значительно уменьшает коррозионное воздействие кислоты на оборудование и продлевает срок его работы.

Пример 2. Гидрофобизирующие свойства.

Максимальный диапазон состава данной добавки обусловлен следующими причинами, Верхний предел концентрации алкилдиметилбензиламмонийхлорида 50 обусловлен тем. что при концентрации вы- 5 ше 50% при охлаждении добавки до комнатной температуры образуется стекловидная масса, которую невозможно выгрузить из аппарата или тары, Полученный продукт не растворяется в воде и кислотах, Нижний 10 предел концентрацли алкилдиметилбензиламмонийхлорида 40, алкилдиметиламмонийхлорида 2%, алкилдиметиламина 2, вода — остальное, обусловлен тем, что по существующей технологии получения до- 15 бавки осуществить более глубокую очистку продукта обычным способом невозможно.

При стоянии аналитически чистого образца указанные компоненты образуются, по-видимому, вследствие процессов деструкции. 20

Физико-химические свойства гидрофобизирующей добавки

Вязкость при 20 С

40%-ного раствора 0,45 н c/ì

42 / -ного раствора 0,60 . н с/м 25

48%-ного раствора 1,20 н с/м

50%-ного раствора 1,50 н с/мТемпература застывания 48%-ного раствора минус 1,5" С.

Межфазное натяжение на границе 12 - 30 ной соляной кислоты и керосина 35,08 10 н/м; на границе 12 -ной соляной кислоты и 1% добавки 2,28 10 н/м, Пример 1, Антикоррозионные свойства данной добавки изучены методом З5 погруженной пластины. Результаты определения скорости коррозии приведены в табл.1.

Как следует из данных табл.1, добавление 1 мас.7 предлагаемой добавки к 12 - 40 ной соляной кислоте замедляет коррозию стали марки "Д" (основной конструкционный элемент нефтедобывающего оборудования) в 18 раз. Тот же результат достигается при добавлении 4 / алкилфе- 45 нолсульфоната (добавка по прототипу). Таким образом, предлагаемая добавка при

80 С в 4 раза более эффективна, чем Добавка по прототипу, а при температуре 60 С превосходит ее по антикоррозионной ак- 50 тивности на 30%, В делительные воронки одинакового диаметра помещают равные навески кварцевого песка (ЗЗО r, поровый объем 7С см ) э с одинаковым уплотнением. Пропускают равные объемы дистиллированной воды. затем пропускают раствор, содержащий гидрофобизирующие добавки, и снова замеряют скорость фильтрации по воде и керосину.

Полученные результаты сведены в табл.2, Таким образом, в условиях опыта предлагаемая добавка проявляет хорошие гидрофобиэирующие свойства, особенно в растворах соляной кислоты. При этом проницаемость песка по керосину возрастает более чем в 100 раз при обработке солянокислым раствором.

При расширении фракции алкилхлоридов до Cg-Czo гидрофобизирующие свойства снижаются до уровня прототипа, Пример 3. Совместимость добавки с технологическими жидкостями для обработки нефтяных пластов.

Определена полная совместимость 1 мас. данной добавки с технологическими жидкостями для обработки нефтяных пластов, содержащими воду (дистиллированную, питьевую, пластовую. минерализованную, морскую), 2 -ный раствор дипроксамина-57 и превоцела НГ-12, 12 -ный раствор соляной кислоты (на пресной воде и 4 стабилизатора), Легкое помутнение без сгустков наблюдается с жидкостями. содержащими 22ь-ный раствор хлористого натрия и 2 -ный раствор КМЦ с добавками хлористого калия или магния.

Пример 4. Определение влияния добавки на степень набухэния глин. Степень набухания стандартно о образца глины рассчитывают из экспериментальных данных по формуле

А= 100, Р1 Т где А — степень набухания глины. ч;

Р1 — исходный вес образца:

Рг — вес увлажненного образца;

Т вЂ” время пребывания образца в растворе.

Результаты испытаний представлены в табл.З.

Как видно из данных табл.З, 2 данной добавки в обоих типах испытуеMûх растворов снижают набухаемость глин.

Пример 5, Пром еловые испытания гидрофобизирующей добавки.

Промысловые испытания проведены на месторождении высокопарафинистпй нефти. В течение испытаний проведено три кис1770552

2-5

2 — 10

Остальное

Таблица 1

Скорость коррозии стали марки "Д" в 12 -ной соляной кислоте, г/(м ч) 40

14

Таблица 2

Гидрофобизирующие свойства добавки

Номер опыта

Вид обработки кварцевого песка

Скорость и,л по воде

Без обработки

После пропускания двух паровых обьемов

12 %-ной соляной кислоты, содержащей 1 мас. добавки раствора хлористого кальция (d 1,182 г/смз} раствора алкилфенолсул ьфоната, содержащего 1 мас, % добавки гидрофобизирующей добавки, полученной указанным образом, содержащей углеродную цепь

Св-Сго

2,85

0,86,007

0.72

1,33

0,26

1,58

0,15

0,21

1,7 лотные обработки и пять глушений добывающих скважин (см. табл.4), При кислотных обработках одновременно с увеличением производительности снижается обводненность нефти, Освоение скважин после глушения с гидрофобизирующей добавкой происходит без осложнений и со значительным увеличением их производительности, 8 ряде случаев скважины, которые не могли быть освоены после глушения обычными солевыми растворами, после глушения солевыми растворами с 1% гидрофобизирующей добавки, освоены с дебитом нефти в 1,5 раза больше прежнего (до ремонта; табл.4, опыт 6).

Данная добавка s количестве 1-2%> весьма эффективно влияет на увеличение нефтеотдачи нефтяных скважин, снижает обводненность нефти и уменьшает коррозионное воздействие технологических растворов на нефтедобывающее оборудование.

Формула изобретения

Гидрофобизирующая добавка к растворам для обработки призабойной зоны нефтяной скважины, содержащая поверх5 ностно-активное вещество и воду, о т л и ч аю щ а я с я тем, что, с целью повышения продуктивности нефтяной скважины, снижения обводненности нефти и уменьшения коррозионного воздействия технологиче10 ских растворов на нефтедобывающее оборудование, в качестве поверхностно-активного вещества она содержит смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида, алкилдиметиламмонийхлорида и диметилам15 монийхлорида, где алкил — углеводородный радикал С1о-С1в, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алкилдиметилбензиламмонийхлорид 40-50

20 Алкилдиметиламмонийхлорид

Диметиламмонийхлорид

Вода

1770552

Таблица 3

Степень набухания глин в водных растворах

Таблица 4

Проведение кислотных обработок и глушений скважин нефтяного месторождения с применением данной добавки

Номер Технология обработки, испы- рецептура тания

Дебет скважины

Содержание органической фазы общий, мз/сут по нефти,т/сут до об- после работ- обработ ки ки

Ю до об- после работ- обработ ки ки до об- после работ- обработки ки

Солянокислотная обработка: 7мз 123-ной НС1 и 23 добавки

15,8 44,8 6,2 14,5 61,1 90,0

38,0 102,4 32 3 51,2 15,0 50,0

2 То же

3 -н4 Глушение: 5 мз солевого раствора и 13 добавки

43,2 43,6

1,6 1,6

25,0

95,0

100,0

11,2 15,2

22,0 24 0

2,1

20 0

П р и и е ч а н и е: содержание органической фазы на 100 мл жидкости, поступаемой из скважины.

Составитель В,Юрьев

Техред М.Моргентал Корректор И.Муска

Редактор Г.Бельская

Заказ 3722 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

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

5 То же

7 - >8

58,1 60,8

30,4 31,5

25,0 32,4

25,0 32,4

l1 0 14 9

l8,3 19>0

29,0

95,0

100,0

2,1

20,0