СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН Российский патент 2001 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2166075C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к составам для обработки призабойных зон скважин с целью повышения их приемистости или продуктивности.

Известен состав для обработки скважин на основе неионогенных ПАВ (НПАВ) типа АФ9-12 [1].

Недостатком известного состава является его низкая эффективность в условиях глинистых коллекторов.

Известен состав для обработки скважин [2], представляющий собой водный раствор реагента - понизителя набухания глин полидиметилдиаллиламмоний хлорида (ВПК-402).

Недостатком известного состава является невысокая эффективность, особенно в условиях добывающих скважин, проявляющаяся низкими приростами коэффициента вытеснения нефти.

Наиболее близок к предлагаемому состав для обработки призабойных зон скважин, включающий, мас.%: катионный полиэлектролит полидиметилдиаллиламмоний хлорид 2-5, хлорид калия 1.0-2.5, неионогенное ПАВ полигликоль 0.1-0.5, вода - остальное [3].

Недостатком известного состава является невысокая эффективность, особенно в условиях добывающих скважин, проявляющаяся низкими приростами коэффициента вытеснения нефти.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности состава для обработки добывающих и нагнетательных скважин.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойных зон скважин, содержащий поликатионит, неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, хлорид калия и воду, дополнительно содержит хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Поликатионит - Не менее 0,17
Неионогенное ПАВ - Не менее 0,17
Хлорид калия - 1,0-2,5
Хлорид натрия - 2,5-4,0
Вода - Остальное
Причем в качестве указанных хлоридов он может содержать минерал сильвинит.

Авторами в процессе эксперимента установлено, что поликатионит в смеси с неионогенным ПАВ - НПАВ, будучи растворен в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия, снижает набухание глин лучше, чем состав - наиболее близкий аналог. Также экспериментально установлено оптимальное массовое соотношение компонентов в смеси хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1. Соответственно в качестве смеси указанных хлоридов применялся минерал сильвинит, который содержит хлорид калия - не менее 20%, хлорид натрия - остальное.

Состав готовят растворением навесок поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия.

Эффективность предлагаемого состава доказана в лабораторных условиях. Эксперименты проводились на установке УИПК на кернах пласта БС16-22 Средне-Балыкского месторождения с остаточной нефтенасыщенностью 32 - 38%. В качестве контролируемого параметра определялся перепад давления при постоянном расходе жидкости. Сравнение эффективности реагентов осуществлялось по изменению подвижности технологических жидкостей: K22:K11, где K и μ - проницаемость пористой среды и вязкость жидкости соответственно.

Результаты экспериментов приведены в табл. 1.

Из табл. 1 видно, что обработка пористой среды смесью поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия обеспечивает кратность изменения подвижности 2,1 (опыты 1 и 12). Состав эффективнее, чем один поликатионит в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия (кратность 1,7 - опыт 5) и тем более эффективнее, чем водный раствор смеси хлоридов калия и натрия.

Опыты 1 и 12 подтверждают оптимальное соотношение хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1 и, соответственно, необходимость и достаточность содержания в составе указанных хлоридов в концентрациях хлорида калия 1,0 - 2,5 мас.% и хлорида натрия 2,5 - 4 мас.%. Опыт 10 показывает, что при уменьшении содержания хлорида калия относительно хлорида натрия до 1:9 резко снижается эффективность состава (кратность 1,7).

Необходимость и достаточность концентрации поликатионита и неионогенного ПАВ в составе не менее 0,17 мас.% каждого подтверждается опытами 15 и 16. Дальнейшее уменьшение концентраций поликатионита и НПАВ нежелательно из-за явлений адсорбции реагентов; увеличивать концентрации выше 0,25% не следует, принимая во внимание стоимость реагентов.

Для доказательства эффективности предложенного состава были проведены также опыты по вытеснению нефти из глинизированного полимиктового песчаника пласта БС16-22 Средне-Балыкского месторождения, со средним значением глинистости 15,7%. Параметры экспериментов и их результаты приведены в табл. 2 и 3 соответственно. Видно, что предложенный состав превосходит прототип и аналог как по приросту вытесненной нефти, так и по снижению перепада давления, т. е. эффективнее для обработки и добывающих, и нагнетательных скважин.

Пример конкретного осуществления способа
Растворением отвешенных количеств поликатионита и АФ9-12 в водном растворе сильвинита был приготовлен следующий состав, мас.%:
Поликатионит - 0,2
Неионогенное ПАВ - 0,2
Хлорид калия - 2,2
Хлорид натрия - 3,0
Вода - 94,4
Состав был закачан в нагнетательную скважину 2473 Абдрахмановской площади, имеющую следующие параметры:
k - исходный коэффициент приемистости, кг/с·Па - 29,8·10-8
Zпл - отметка продуктивного горизонта, м - 1838
Zуст - отметка устья скважины, м - 100
Pуст - давление нагнетания на устье скважины до закачки, Па - 9,9·106
Pуст1 - давление нагнетания на устье скважины после закачки, Па - 8,1·106
dHKT - диаметр насосно-компрессорных труб, м - 0,075
Kш - коэффициент шероховатости НКТ, м - 5·10-7
μp- вязкость закачиваемого раствора, мПа·с - 1,2
ρp- плотность раствора, кг/м3 - 1080
Рпл - пластовое давление, Па - 8,1·106
М - темп закачки, кг/с - 5
Коэффициент гидравлического сопротивления при закачке раствора:
λ = 0.067(124dμ/M+2Kш/d)0.2 = 0,067(124·0,075·1,2·10-3/5+2·50· 10-6/0,075)0,2 =0,027
Давление на забое скважины до обработки:

Давление на забое скважины после обработки:

Изменение забойного давления
ΔPзаб.= P1заб. - P2заб. = 29,7·106 - 26,4·106 = 3,3·106 Па
Фактическая приемистость скважины
M2 = M1+ΔM = 5 + 29,8 · 10-8 · 3,3·106 = 5,9834
Прирост темпа нагнетания

что доказывает высокую эффективность процесса.

Источники информации
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985.

2. Патент США N 4374739, E 21 B 43/25, 22.02.1983.

3. Патент РФ 2083808, E 21 B 43/22, 10.07.1997.

Похожие патенты RU2166075C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН 1999
  • Телин А.Г.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Файзуллин И.Н.
  • Халиуллин Ф.Ф.
  • Закиров А.Ф.
  • Тахаутдинов Р.Ш.
  • Хлебникова М.Э.
RU2166076C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН 1998
  • Ишкаев Р.К.
  • Телин А.Г.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Жеребцов Е.П.
  • Тазиев М.З.
  • Хусаинов В.М.
  • Ибрагимов Г.З.
  • Скороход А.Г.
RU2135757C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1997
  • Загиров М.М.
  • Тазиев М.З.
  • Хисамов Р.С.
  • Калачев И.Ф.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Телин А.Г.
  • Ибрагимов Г.З.
  • Зайнетдинов Т.И.
  • Скороход А.Г.
  • Исмагилов Т.А.
RU2133823C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1998
  • Ишкаев Р.К.
  • Телин А.Г.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Жеребцов Е.П.
  • Тазиев М.З.
  • Хусаинов В.М.
  • Ибрагимов Г.З.
  • Скороход А.Г.
RU2136868C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1997
  • Нурмухаметов Р.С.
  • Галимов Р.Х.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Телин А.Г.
  • Ибрагимов Г.З.
  • Зайнетдинов Т.И.
  • Скороход А.Г.
  • Исмагилов Т.А.
RU2134344C1
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН 2001
  • Давыдов В.К.
  • Беляева Т.Н.
RU2211237C2
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1997
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Жеребцов Е.П.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Телин А.Г.
  • Ибрагимов Г.З.
  • Зайнетдинов Т.И.
  • Скороход А.Г.
  • Исмагилов Т.А.
RU2133824C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ) И СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2001
  • Файзуллин И.Н.
  • Гарейшина А.З.
  • Шестернина Н.В.
  • Ахметшина С.М.
  • Хазанов И.В.
RU2221139C2
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И СПОСОБ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2014
  • Вердеревский Юрий Леонидович
  • Арефьев Юрий Николаевич
  • Шешукова Людмила Александровна
  • Кучерова Наталья Львовна
  • Гайнуллин Наиль Ибрагимович
  • Пыресев Сергей Владимирович
RU2545582C1
ГАЗОГЕНЕРИРУЮЩИЙ ПЕННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ) 2007
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Турапин Алексей Николаевич
  • Царьков Игорь Владимирович
  • Данилова Назия Мингалиевна
  • Соломонов Сергей Михайлович
RU2351630C2

Иллюстрации к изобретению RU 2 166 075 C1

Реферат патента 2001 года СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН

Состав относится к нефтяной промышленности, а именно к составам для обработки призабойных зон скважин с целью повышения их приемистости или продуктивности. Техническим результатом является повышение эффективности состава для обработки добывающих и нагнетательных скважин. Состав для обработки призабойных зон скважин содержит, мас.%: поликатионит не менее 0,17, неионогенное поверхностно-активное вещество не менее 0,17, хлорид калия 1,0-2,5, хлорид натрия 2,5-4,0, вода остальное. Причем в качестве указанных хлоридов может быть использован минерал сильвинит. 1 з.п.ф-лы, 3 табл.

Формула изобретения RU 2 166 075 C1

1. Состав для обработки призабойных зон скважин, содержащий поликатионит, неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, хлорид калия и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Поликатионит - Не менее 0,17
Неионогенное ПАВ - Не менее 0,17
Хлорид калия - 1,0 - 2,5
Хлорид натрия - 2,5 - 4,0
Вода - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве указанных хлоридов минерал сильвинит.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2001 года RU2166075C1

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1995
  • Ступоченко В.Е.
  • Приклонский А.Ю.
  • Поддубный Ю.А.
  • Кан В.А.
  • Соркин А.Я.
  • Дябин А.Г.
  • Чекалина Г.
  • Аванесов И.Г.
RU2083808C1
СПОСОБ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И КАЛИЙНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1996
  • Белкин В.В.
  • Николаев А.С.
  • Матяшов С.В.
RU2095556C1
СПОСОБ УТИЛИЗАЦИИ ИЗБЫТОЧНЫХ РАССОЛОВ КАЛИЙНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ 1997
  • Белкин В.В.
  • Николаев А.С.
  • Шумахер А.И.
  • Лештаев В.А.
RU2133334C1
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 1992
  • Куртов Вениамин Дмитриевич[Ua]
  • Новомлинский Иван Алексеевич[Ua]
  • Заяц Владимир Петрович[Ua]
  • Лесовой Георгий Антонович[Ua]
RU2082878C1
SU 1422975 A1, 14.07.1986
Состав для извлечения нефти из пласта и способ его приготовления 1987
  • Ергин Юрий Викторович
  • Кострова Людмила Ивановна
  • Хатмуллин Фанус Гайбашевич
  • Тукаев Рафик Ахсанович
SU1523655A1
Состав для повышения нефтеотдачи пластов 1987
  • Ергин Юрий Викторович
  • Фазлутдинов Ким Саитгареевич
  • Кострова Людмила Ивановна
  • Хатмуллин Фанус Гайбашевич
  • Тукаев Рафик Ахсанович
SU1521866A1
SU 1689596 A1, 07.11.1991
US 4561501 A, 31.12.1985
US 4124073 A, 07.11.1978
АБРАМЗОН А.А
и др
Справочник
Поверхностно-активные вещества
- Л.: Химия, 1979, с.314-316.

RU 2 166 075 C1

Авторы

Ибрагимов Н.Г.

Тазиев М.З.

Тазиев М.М.

Салихов И.М.

Телин А.Г.

Хисамутдинов Н.И.

Сингизова В.Х.

Даты

2001-04-27Публикация

1999-10-12Подача