СОСТАВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения дебита продуктивного пласта, удаления кольматирующих образований, в том числе асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.

Известен состав для удаления АСПО, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит и поверхностно-активное вещество (ПАВ) (см. Патент США, №4090562, МКИ Е 21 В 43/25, 1976).

Данный состав не обеспечивает высокую степень удаления АСПО и не предотвращает последующее осаждение АСПО в призабойной зоне пласта и на нефтепромысловом оборудовании.

Известен способ очистки скважин от АСПО, включающий закачку состава, содержащего сульфокислоту общей формулы: R-SOnH, где n=3-4, в ароматическом растворителе (см. Патент РФ №2115799, МКИ Е 21 В 37/06, 1998).

Предложенный состав коррозионно активен по отношению к металлическому оборудованию и может вызвать осмоление нефти в пласте при повышенных температурах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для удаления АСПО, содержащий полярный неэлектролит, регулятор рН, поверхностно-активное вещество (ПАВ), алифатические и ароматические углеводороды (см. Патент РФ №2129583, МКИ С 09 К 3/00, 1999).

Недостатком известного состава является нестабильность при хранении и требуется дополнительное оборудование для его приготовления на месте использования.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка эффективного состава, позволяющего за счет удаления АСПО и других кольматирующих образований, образовавшихся в результате эксплуатации скважины, увеличить приток нефти к добывающей скважине.

Поставленная задача решается разработкой состава для интенсификации добычи нефти, включающего регулятор кислотности, поверхностно-активное вещество, алифатические и ароматические углеводороды, в качестве регулятора кислотности он содержит продукт взаимодействия кислых эфиров фосфорной кислоты с 4,4-диметил-1,3-диоксаном и дополнительно - непредельные углеводороды, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Продукт взаимодействия кислых эфиров

фосфорной кислоты с 4,4-диметил-1,3-диоксаном 2,3-4,5

Поверхностно-активное вещество 0,2-0,5

Непредельные углеводороды 7,5-10,0

Алифатические углеводороды 25,0-50,0

Ароматические углеводороды Остальное

Для приготовления продукта взаимодействия используют кислые эфиры фосфорной кислоты общей формулы:

(RO)nP(O)(ОН)₃-n,

где R=С₂Н₅ (ФОС-1),

R=С₃Н₇-С₄Н₉ (ФОС-2),

R=изо-С₃-Н₇-С₅Н₁₁ (ФОС-3)

и 4,4-диметил-1,3-диоксан (ДМДО), представляющий собой промежуточный продукт производства изопрена из изобутилена и формальдегида.

Введение данного продукта в состав улучшает характеристики предлагаемого состава: ускоряет растворение ПАВ и предотвращает осмоление состава при хранении и повышенных пластовых температурах. Наличие в продукте взаимодействия кислотного компонента способствует растворению каркасносвязанных неорганических веществ АСПО, таких как карбонаты, продукты коррозии, а также присутствие 4,4-диметил-1,3-диоксана в составе предотвращает набухание глин.

В качестве ПАВ используют полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов синтетических жирных кислот (МЭА СЖК), или оксиэтилированные производные фосфорной или фосфоновой кислоты (Эстефат К-3), или Проксамин 385 по ТУ 6-14-19-675-86, или Дипроксамин-157 по ТУ 6-14-614-76.

Введение ПАВ в состав придает составу расклинивающие свойства по отношению к органической части АСПО, увеличивая доступную для растворения площадь, а также предотвращает повторное осаждение АСПО. В результате адсорбционного взаимодействия полярных групп ПАВ с очищенной породой происходит гидрофилизация последней, что замедляет последующее образование пленки нефтяных отложений.

В качестве непредельных углеводородов используют гексеновую фракцию (ГКФ) по ТУ 2411-059-05766801-96, или фракцию С_20-26 α-олефинов (ФОФ) по ТУ 2411-068-05766801-97, или α-метилстирольную фракцию (Л-МСФ) по ТУ 6-01-10-4681/2, или их смеси.

В качестве алифатических углеводородов берут гексановую фракцию (ГФ) по ТУ 38.10383-83, или широкую фракцию легких углеводородов (ФШЛУ) по ТУ 38.0014636-065, или газовый конденсат (ГК), или их смеси.

В качестве ароматических углеводородов берут этилбензольную фракцию (ЭБФ) по ТУ 6-01-1037-78, или бутилбензольную фракцию (ББФ) по ТУ 2414-00151727-2002, или растворитель ароматический АР по ТУ 38.102144-90, или их смеси.

Также в качестве растворителей используют Миапром по ТУ 2458-011-27913102-2001, представляющий собой смесь непредельных, алифатических и ароматических растворителей, или абсорбент А-5 по ТУ 38.103349-85, представляющий собой смесь ароматических и алифатических углеводородов.

Из существующего уровня техники нам известны составы, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предлагаемом количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого изобретения.

Предлагаемый состав готовят при комнатной температуре при перемешивании компонентов в любой последовательности. Состав доставляют к месту использования в автоцистернах или готовят непосредственно на устье скважины. Состав устойчив и эффективен при применении в температурных условиях от -40°С до +100°С, а также не вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования и не ухудшает товарные характеристики нефти.

Приводим пример приготовления состава в лабораторных условиях.

В колбу емкостью 1500 см³, снабженную мешалкой, последовательно при перемешивании вливают 23 мл продукта взаимодействия ФОС-1 с 4,4-диметил 1,3-диоксаном и 2 мл МЭА СЖК. Далее добавляют 75 мл гексеновой фракции, 400 мл ШФЛУ и 500 мл этилбензольной фракции. Проводят перемешивание в течение 10 минут. Получают состав со следующим соотношением компонентов мас.%: продукт взаимодействия - 2,3; МЭА СЖК - 0,2; гексеновая фракция - 7,5; ШФЛУ - 40,0; ЭБФ - 50,0.

Аналогичным образом готовят и другие составы.

Эффективность действия предлагаемого состава определяют на образцах АСПО, отобранных из скважин Ромашкинского месторождения, составы которых представлены в таблице 1.

Предлагаемый состав испытывают на эффективность удаления АСПО гравиметрическим способом. Ддя этого образец АСПО нагревают до температуры размельчения и тщательно перемешивают. Из образовавшейся однородной массы формируют образец АСПО, охлаждают в течение двух часов, затем помещают в заранее взвешенную корзиночку из латунной сетки с размером 1,5×1,5 мм. Вес образца АСПО и пределах 3 г. Размер корзиночки 70×15×15 мм. Сетку с образцом вновь взвешивают и находят массу навески АСПО с точностью 0,005 г. Корзинку с навеской помещают в герметическую стеклянную ячейку, куда наливают 60 мл исследуемого состава. Режим статический, продолжительностью контакта 3 часа, температуру опыта поддерживают 25°С с точностью - +0,5°С. Корзинку с оставшимся в ней АСПО извлекают, высушивают до постоянного веса, который фиксирует. Эффективность удаления АСПО рассчитывают по формуле:

где M₁, M₂ - масса образца АСПО до и после эксперимента, г.

Защитный эффект ингибирования отложений оценивают по методике "Холодного стержня" (см. Шерстнев М.М. и др. Применение ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988, с.184).

Результаты исследований приведены в таблице 2.

По данным таблицы 2 видно, что при воздействии на одинаковые образцы АСПО предлагаемый состав более эффективен.

Эффективность воздействия предлагаемого состава на призабойной зону оценивают в лабораторных условиях по критерию изменения остаточного фактора сопротивления. Исследования проводят на моделях пласта, представляющих собой металлические трубки длиной 0,5 м и диаметром 0,03 м, заполненные молотым кварцевым песком. Через модель прокачивают технологическую жидкость и определяют ее подвижность при установившемся режиме фильтрации (λ₁). Затем в модель закачивают образец АСПО, возобновляют закачку технологической жидкости и определяют ее подвижность (λ₂). Далее в модель закачивают исследуемые составы и оставляют на реагирование в течение 24 часов. Затем опять через модель прокачивают технологическую жидкость до стабилизации скорости фильтрацию и определяют ее подвижность (λ₃). Подвижность жидкости определяют по формуле:

где λ - подвижность жидкости, мкм²/мПа·с;

V - скорость фильтрации жидкости, м/с;

ΔР - перепад давления на входе и выходе модели, ат;

k - постоянная опыта.

Изменение остаточного фактора сопротивления рассчитывают по формуле:

ΔR=R₁-R₂,

где R₁ - остаточный фактор сопротивления после закачки образца АСПО определяется по формуле:

R₂ - остаточный фактор сопротивления после закачки исследуемого состава определяется по формуле:

Результаты исследования приведены в таблице 3.

Данные таблицы 3 свидетельствуют о том, что при воздействии на образцы АСПО с повышенным содержанием асфальтенов и неорганических веществ наилучшие результаты получены при использовании предлагаемого состава.

Приведем конкретный пример применения предлагаемого состава в промысловых условиях. Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной - 1650 м. Интервал обрабатываемого пласта составляет 4 м. Объем закачиваемого состава рассчитывают исходя из 2,5 м³ на 1 м толщины обрабатываемого интервала. Таким образом по колонне насосно-компрессорных труб при открытой задвижке на затрубье закачивают 10 м³ состава. Состав продавливают обезвоженной нефтью в пласт при закрытой задвижке на затрубье и проводят выдержку на реагирование в течение 24 часов. Затем скважину вводят в эксплуатацию. В результате обработки дебит скважины увеличивается с 1,5 до 9 тонн нефти в сутки. Для обработки берут состав №7 из таблицы 2.

Использование предлагаемого состава обеспечивает по сравнению с существующими составами более высокую эффективность обработки призабойной зоны пласта и за счет увеличения проницаемости обрабатываемого интервала нефтяного пласта интенсифицирует добычу нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является увеличение дебита продуктивного пласта, удаление кольматирующих образований, в том числе асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и увеличение проницаемости призабойной зоны пласта. Состав для интенсификации добычи нефти включает регулятор кислотности, поверхностно-активное вещество, алифатические и ароматические углеводороды, в качестве регулятора кислотности содержит продукт взаимодействия кислых эфиров фосфорной кислоты с 4,4-диметил-1,3-диоксаном и дополнительно - непредельные углеводороды, при следующем соотношении компонентов, мас.%: продукт взаимодействия кислых эфиров фосфорной кислоты с 4,4-диметил-1,3-диоксаном 2,3-4,5; поверхностно-активное вещество 0,2-0,5; непредельные углеводороды 7,5-10,0; алифатические углеводороды 25,0-50,0; ароматические углеводороды - остальное. 3 табл.

Состав для интенсификации добычи нефти, включающий регулятор кислотности, поверхностно-активное вещество, алифатические и ароматические углеводороды, отличающийся тем, что в качестве регулятора кислотности он содержит продукт взаимодействия кислых эфиров фосфорной кислоты с 4,4-диметил-1,3-диоксаном и дополнительно - непредельные углеводороды при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Продукт взаимодействия кислых эфиров

фосфорной кислоты с 4,4-диметил-1,3-диоксаном 2,3-4,5

Поверхностно-активное вещество 0,2-0,5

Непредельные углеводороды 7,5-10,0

Алифатические углеводороды 25,0-50,0

Ароматические углеводороды Остальное