СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА Российский патент 2000 года по МПК E21B43/32 

Описание патента на изобретение RU2153067C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам снижения обводненности добываемой продукции путем закупорки обводненного коллектора и вовлечения в разработку новых зон пласта.

Известен состав для регулирования проницаемости пласта на основе цеолитсодержащего компонента и соляной кислоты [А.В. Овсюков и др. Исследование свойств гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое депо, N 11, 1996, c. 25]. Недостатком состава является необеспечение необходимого снижения проницаемости высокопористых обводненных коллекторов.

Известен состав, включающий цеолит, соляную кислоту и поверхностно-активное вещество (ПАВ) АФ9-12 [Овсюков А.В., Максимова Т.Н., Бликов С.А. и др. Исследование водоизолирующих композиция на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое дело 1997, N 2, с. 5 - 8]. Однако состав также не обеспечивает достижение достаточно высоких результатов по снижению проницаемости обводненного коллектора, обводненности продукции, добыче дополнительной нефти.

Задачей изобретения является увеличение эффективности состава по снижению проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора, объема попутно добываемой воды и повышение рентабельности добычи нефти.

Указанная задача решается тем, что в состав, включающий цеолитсодержащий компонент, соляную кислоту и поверхностно-активное вещество АФ9-12, добавляется 0.01 - 0.05 % нефтенола НЗ или НЗН.

Применяются цеолитсодержащий компонент по ТУ 38.1011366-94, кислота соляная синтетическая техническая по ГОСТ 857-88, неонол АФ9-12 по ТУ 38-507-63-300-93.

Нефтенол НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, маслянистая жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. Плотность при 20oC 830 - 900 кг/м3, температура застывания минус 40oC. Производится по ТУ 2483-007-17197708-93. Нефтенол НЗН - углеводородный раствор неионогенного ПАВ и сложных эфиров олеиновой, линолевой и смоляных кислот с триэтаноламином, подвижная жидкость коричневого цвета. Плотность при 20oC 850 - 930 кг/м3, температура застывания минус 45oC. Производится по ТУ 2483-012-17197708-93.

Известный и предлагаемый составы проверены в условиях лабораторного и промыслового опытов.

Пример 1. Составы испытаны в опытах по фильтрации сточной воды через пористую среду. Размеры образцов пористой среды составляют 50 мм в диаметре и 300 мм по длине. Модель наполняется кварцевым песком фракций 0.05 -1.2 мм и насыщается сточной водой плотностью 1108 кг/м3. Фильтрацию сточной воды и определение проницаемости проводили при постоянном перепаде давления. Известный и предлагаемые составы готовили смешением компонентов в растворе HCl перемешиванием магнитной мешалкой в течение 15 минут. Составы в объеме 20 мл закачивали в модель и продавливали 50 мл сточной воды, останавливали на 24 часа для реагирования. Затем определяли проницаемость. Результаты, приведенные в таблице, показывают, что известный состав, содержащий 8.0% цеолита, 8% HCl и 0.05% неонола марки АФ9-12, обеспечивает снижение проницаемости модели пористой среды на 65.5% (оп. 5). При добавлении в состав нефтенола НЗ в количестве 0,01% наблюдается незначительное увеличение закупорки пористой среды, снижение проницаемости составляет 68.7% (оп. 6). По мере увеличения доли нефтенола до 0.04% достигнута максимальная закупорка модели, проницаемость снижается на 95.6 % (оп. 7-9). При концентрации нефтенола 0.05% снижение проницаемости составляет 92.7%. Дальнейшее увеличение концентрации нефтенола в снижении проницаемости модели положительных результатов не дало (оп. 11).

Положительное влияние нефтенола по снижению проницаемости модели наблюдается также при концентрациях цеолита 6-7% и 9-10% (оп. 1 - 4, 12 - 15). Однако дальнейшее снижение концентрации цеолита приводит к снижению эффективности процесса и чрезмерному увеличению продолжительности гелеобразования. Увеличение доли цеолита выше 10% наоборот ускоряет скорость гелеобразования и затрудняет закачку композиции в пористую среду. Эффект увеличения закупоривающей способности состава нефтенолом сохраняется при меньших долях нефтенола, но в меньшей степени (оп. 16, 17).

Пример 2. Пласт Д1 эксплуатируется одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 5.7 м. Плотность закачиваемой воды - 1118 кг/м3. Приемистость скважины при 9.5 МПа 320 м3/сут. Проницаемость пласта 0.18-0.24 мкм2. Обводненность продукции добывающих скважин 93 -96%, среднесуточный дебит нефти 0.8 - 4.6 м3/сут.

В нагнетательную скважину закачали предлагаемый состав в объеме 24 м3, содержащий 8% цеолита, 8% HCl, 0.05 % неонола АФ9-12, 0.05 % нефтенола НЗ, 83.9% воды. Состав продавили 16 м3 сточной водой. Скважину остановили на 72 часа для реагирования.

Снижение обводненности продукции добывающих скважин в течение 6 месяцев после закачивания составило 2 - 8%. Технологическая эффективность в виде дополнительной добычи нефти за анализируемый период составила 1760 тонн нефти.

Пример 3. Известный состав испытан на опытном участке, эксплуатируемом одной нагнетательной и пятью добывающими скважинами пласта Д1. Эффективная нефтепасыщенная толщина пласта - 6.2 м. Плотность закачиваемой воды 1156 кг/м3. Приемистость нагнетательной скважины при 10 МПа 300 м3/сут. Обводненность продукции добывающих скважин 92 - 94%, дебиты по нефти 0.6 - 4.3 м3/сут.

В нагнетательную скважину закачано 24 м3 известного состава, содержащего 8% цеолита, 8% HCl, 0.05% неонола АФ9-12, 83.95% воды. Состав продавили 16 м3 сточной водой. Скважину остановили на 72 часа для реагирования.

В течение 6 месяцев после закачивания состава обводненность продукции добывающих скважин снизилась на 0.9 - 2.5%. Дополнительно добыто 900 т нефти.

Результаты показывают, что предлагаемый состав по закупоривающей способности искусственных кернов на 4.5 - 30.1% превосходит известный. Снижение обводненности продукции скважин достигает 8%. Дополнительно добыто 1760 т нефти. Применяемые реагенты выпускаются промышленностью и доступны по цене. Промысловое осуществление технологии на основе предлагаемого состава не требует нового оборудования. Состав перемешивается в поверхностных условиях и закачивается в пласт стандартным агрегатом. Реагенты имеют разрешение на применение в процессах добычи нефти и опасности для окружающей природы не представляют.

Похожие патенты RU2153067C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ 1999
  • Мухтаров Я.Г.
  • Давыдов В.П.
  • Ягафаров Ю.Н.
  • Илюков В.А.
  • Гумеров Р.Р.
  • Гафуров О.Г.
  • Якименко Г.Х.
RU2170817C2
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 1999
  • Якименко Г.Х.
  • Давыдов В.П.
  • Ягафаров Ю.Н.
  • Гафуров О.Г.
  • Хисаева А.И.
  • Гумеров Р.Р.
  • Мухтаров Я.Г.
RU2148160C1
СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ 2005
  • Габдрахманов Нурфаяз Хабибрахманович
  • Якупов Рустам Фазылович
  • Якименко Галия Хасимовна
  • Рамазанова Альфия Анваровна
RU2295635C2
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА 2000
  • Якименко Г.Х.
  • Лукьянов Ю.В.
  • Гафуров О.Г.
  • Имамов Р.З.
  • Абызбаев И.И.
  • Хисаева Д.А.
RU2182654C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОДНОРОДНОГО КОЛЛЕКТОРА 1999
  • Мухтаров Я.Г.
  • Гафуров О.Г.
  • Якупов Ф.М.
  • Якупов Р.Ф.
  • Габдрахманов Н.Х.
  • Галиуллин Т.С.
  • Хисаева Д.А.
  • Якименко Г.Х.
RU2167285C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2000
  • Якименко Г.Х.
  • Хисаева Д.А.
  • Хатмуллин Ф.Х.
  • Назмиев И.М.
  • Мухтаров Я.Г.
  • Гафуров О.Г.
RU2159327C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 2003
  • Уметбаев В.Г.
  • Емалетдинова Л.Д.
  • Камалетдинова Р.М.
  • Садыков Р.Р.
  • Шувалов А.В.
  • Приданников В.Г.
  • Плотников И.Г.
  • Вагапов Р.Р.
RU2262584C2
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КАРБОНАТНЫЙ ПОРОВО-ТРЕЩИНОВАТЫЙ КОЛЛЕКТОР 2000
  • Тухтеев Р.М.
  • Якименко Г.Х.
  • Туйгунов М.Р.
  • Гафуров О.Г.
  • Хисаева Д.А.
RU2171370C1
СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА 1997
  • Якименко Г.Х.
  • Давыдов В.П.
  • Ягафаров Ю.Н.
  • Мухтаров Я.Г.
  • Гафуров О.Г.
  • Галлямов И.И.
  • Илюков В.А.
  • Габдрахманов Н.Х.
  • Назмиев И.М.
  • Борота Л.П.
  • Волочков Н.С.
  • Попов А.М.
  • Хисаева Д.А.
  • Лукьянов Ю.В.
  • Василенко В.Ф.
RU2129657C1
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА 2000
  • Рамазанова А.А.
  • Гафуров О.Г.
  • Гарифуллин Ш.С.
  • Мухаметшин М.М.
  • Алмаев Р.Х.
  • Базекина Л.В.
  • Ладин П.А.
RU2158822C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 153 067 C1

Реферат патента 2000 года СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для снижения обводненности добываемой продукции путем закупорки обводненного коллектора и вовлечения в разработку новых зон пласта. Состав включает цеолит, соляную кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество АФ9 - 12, анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество нефтенол Н3 или НЗН и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: цеолит 6,0-10,0; соляная кислота 6,0-10,0; НПАВ АФ9-12 0,01-0,05; АПАВ нефтенол НЗ или НЗН 0,01-0,05; вода остальное. Технический результат - увеличение эффективности состава по снижению проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора объема попутно добываемой воды и повышению рентабельности добычи нефти. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 153 067 C1

Состав для регулирования проницаемости пласта, включающий цеолит, соляную кислоту и неиногенное поверхностно-активное вещество неонол - АФ9 - 12, отличающийся тем, что он дополнительно содержит анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество нефтенол - НЗ или НЗН при следующем соотношении компонентов, %:
Цеолит - 6 - 10
Соляная кислота - 6 - 10
Неионогенное ПАВ АФ9 - 12 маслорастворимое ПАВ - 0,01 - 0,05
Нефтенол НЗ или НЗН - 0,01 - 0,05
Вода - Остальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2000 года RU2153067C1

ОВСЮКОВ А.В
и др
Исследование водоизолирующих композитов на основе нефтесодержащего компонента
- Нефтепромысловое дело, 1997, N 2, с.5-8
Состав для обработки пласта 1984
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Городнов Владимир Павлович
  • Гусев Владимир Иванович
  • Полубоярцев Евгений Леонидович
  • Чаплыгин Анатолий Николаевич
SU1161699A1
SU 1422975 A, 14.07.1986
Способ добычи нефти 1989
  • Городнов Владимир Павлович
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Кощеев Игорь Геннадьевич
SU1645472A1
Состав для извлечения нефти из пласта 1988
  • Алтунина Л.К.
  • Кувшинов В.А.
  • Ефремов И.Ф.
  • Роженкова З.А.
  • Стасьева Л.А.
  • Гынзагов А.И.
  • Генкина Л.Ф.
  • Новгородов В.В.
  • Касов А.С.
SU1501598A1
Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта 1989
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Городнов Владимир Павлович
  • Хаеров Ильдар Султанович
  • Павлов Михаил Викторович
  • Татарников Борис Николаевич
SU1641984A1
Способ разработки нефтяной залежи 1992
  • Сонич Владимир Павлович
  • Жильцов Николай Иванович
  • Пастухова Наталья Николаевна
  • Жукова Галина Анатольевна
  • Павлов Михаил Викторович
  • Шевченко Вячеслав Николаевич
SU1836550A3
US 3777818 A, 11.12.1973.

RU 2 153 067 C1

Авторы

Мухтаров Я.Г.

Гафуров О.Г.

Волочков Н.С.

Попов А.М.

Хисаева Д.А.

Якименко Г.Х.

Даты

2000-07-20Публикация

1999-09-13Подача