Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта и/или нефтяного пласта в целом.
Известен состав для интенсификации добычи нефти, включающий углеводородный растворитель, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и содетергент (см. авт. свид. СССР №1471398, МКИ Е21В 43/22, 1992 г.).
Наличие в составе содетергента приводит к его удорожанию, а использование только одного вида ПАВ не позволяет подобрать состав применительно к условиям пласта, что приводит к снижению эффективности состава.
Известен состав для интенсификации добычи нефти, включающий алкилбензол-сульфанаты, оксиалкилфенолы, углеводородный растворитель (см. авт. свид. СССР №1558087, МКИ Е21В 43/22, 1988 г.).
Данный способ недостаточно эффективен вследствие направленности на удаление асфальтосмолистых отложений и невозможности использовать его в водах с минерализацией свыше 60 кг/м3.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является известный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта, включающий нефтяной сульфонат, в качестве которого используются эмульсол СДМУ-2 или НГЛ-205, оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 и углеводородный растворитель (Патент РФ №2135754, МКИ Е21В 43/22, 1999 г.).
Недостатком известного состава является то, что состав неоднороден и при его хранении выпадает осадок, а используемые эмульсолы дефицитны и дороги.
Настоящим изобретением решается задача создания состава для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта, позволяющего уменьшить энергозатраты при его приготовлении и исключить при хранении состава выпадение осадка, который загрязняет емкости, а значит, в конечном итоге снизить цену реагента, в том числе за счет использования более дешевого и доступного сырья.
Поставленная задача достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны и/или повышения нефтеотдачи пласта, включающий нефтяной сульфонат, оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 и углеводородный растворитель, в качестве нефтяного сульфоната содержит присадку С-150 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Присадка С-150 (ТУ 38.101685-84) представляет собой коллоидную дисперсию карбоната кальция в масле И 20А (ГОСТ 20799-75), стабилизированную сульфонатом кальция.
Использование в составе присадки С-150 позволяет снизить затраты на приготовление состава при его производстве, в том числе за счет использования более дешевого сырья. При этом улучшается способность состава образовывать при смешении с водами в промытых зонах вязкие эмульсии с более высокими реологическими характеристиками, что приводит к выравниванию профиля приемистости (притока) в призабойной зоне и повышению охвата пласта воздействием, а также увеличению фазовой проницаемость по нефти за счет снижения вязкости последней и гидрофобизации порового пространства. Сохраняется возможность подбора состава для нефтяных пластов с различной минерализацией вод.
В качестве оксиэтилированных изононилфенолов используют:
- неонолы АФ-9 - n - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, 6, 8, 9, 10, 12 по ТУ 2483-077-05766801-98;
- ОП-10 - продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена по ГОСТ 8433-81.
В качестве углеводородного растворителя берут:
- абсорбент по ТУ 38103349-85,
- абсорбент Н по ТУ 2411-036-05766801-95,
- кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола (КОРЭ) по ТУ 2414-033-05766801-95,
- жидкую фракцию пиролиза шин по ТУ 2451-004-0136353-2003,
- жидкие продукты пиролиза фракции 35-230°С и 35-270°С по ТУ 38.402-62-144-93,
- жидкие продукты пиролиза, смолы нефтяные типа Е для экспорта по ТУ 38.402-62-130-92,
- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию по ТУ 38.103579-85,
- нефрас Ар 120/200 по ТУ 38.101809-90,
- топливо дизельное по ГОСТ 305-82,
- отработанное дизельное топливо по ТУ 6-00-0203335-41-89,
- шугуровский дистиллат по ТУ 30-0147585-018-93,
- фракцию гексановую по ТУ 2411-032-0576680-95,
- фракцию широких легких углеводородов по ТУ 38.101524-93,
а также из смеси.
Состав готовят смешением компонентов до получения однородного раствора в заводских условиях или непосредственно на промысле. Состав стабилен при температуре -30-+30°С в течение длительного времени.
После закачки в призабойную зону и/или в пласт при взаимодействии с пластовой или закачиваемой водой в промытых зонах образуется высоковязкая эмульсия, которая повышает фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках. Кроме того, состав облегчает вытеснение нефти из нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и эффективности обработки призабойной зоны пласта с использованием предлагаемого и известного составов.
Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по следующим показателям: внешний вид, время образования стабильной эмульсии, вязкость, изменение проницаемостей и прирост коэффициента нефтевытеснения.
Составы готовят следующим образом.
Пример 1 (заявляемый состав).
К 72,7 г абсорбента добавляют 25,0 г присадки С-150, а затем 7,3 г неонола АФ 9-12. Полученную смесь перемешивают до получения однородного раствора. Далее его смешивают с водой минерализацией 200 кг/м3 до получения стабильной эмульсии, фиксируя время ее образования. Затем определяют вязкость полученной эмульсии (см. табл.1, пример 1).
Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл.1, примеры 2-9).
Пример 10 (прототип).
Как видно из данных табл.1, заявляемый состав однороден и при смешении с водами различной минерализации легко образует эмульсии с высокими значениями вязкости (от 1820 до 2580 мПа·с).
Для определения фильтрационного сопротивления и прироста коэффициента нефтевытеснения используют модели неоднородного по проницаемости пласта, представляющие собой линейные модели разной проницаемости, подключенные попарно к одному напорному контейнеру, длиной 0,4 м, диаметром 0,017 м, заполненные молотым кварцевым песком. Модели первоначально насыщают водой, затем нефтью. После этого проводят вытеснение нефти водой до достижения 98-100% обводненности модели большей проницаемости. Остаточная нефтенасыщенность модели малой проницаемости находится в пределах 43-52%. Затем в модели вводят оторочку состава в количестве 10% от объема пор, которую продвигают водой. В таблице 2 приведены данные по изменению проницаемости низко- и высокопроницаемых пропластков и прирост коэффициента нефтевытеснения после обработки моделей заявляемыми и известными составами (см. табл.1, примеры 1, 4 и 10 соответственно).
Как видно из данных табл.2, при использовании заявляемого состава проницаемость низкопроницаемой модели уменьшается в большей степени, чем при использовании известного состава, а прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 22,3-26,1%, тогда как при использовании известного состава - лишь 19,8%.
Предлагаемое изобретение обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- удешевление состава за счет снижения цен на сырье и энергозатраты на его производство;
- использование доступного недефицитного сырья;
- ускорение формирования эмульсий и повышение их вязкости, что приводит к увеличению охвата призабойной зоны пласта и всего пласта воздействием и повышению коэффициента нефтевытеснения.
НПП** 0,2
0,26
34,0
НПП 0,22
0,24
23,4
НПП 0,23
0,24
20,0
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И/ИЛИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА | 1997 |
|
RU2135754C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2012 |
|
RU2501943C2 |
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА ИЛИ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ | 2012 |
|
RU2569882C1 |
КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА | 1994 |
|
RU2065946C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ | 2011 |
|
RU2487234C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ | 1994 |
|
RU2065947C1 |
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1990 |
|
RU2068952C1 |
СОСТАВЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ) | 2002 |
|
RU2213856C1 |
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ | 1995 |
|
RU2097540C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ | 2012 |
|
RU2502864C2 |
Состав может быть использован для обработки добывающих и нагнетательных скважин с целью снижения обводненности продукции скважин, увеличения добычи нефти, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в том числе. Состав содержит, мас.%: в качестве нефтяного сульфоната - присадку С-150 - 2,0-25,0; оксиэтилированные изонилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 - 1,5-20,0; углеводородный растворитель - остальное. Технический результат - снижение энергозатрат и исключение выпадения осадка при хранении состава. 2 табл.
Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта, включающий нефтяной сульфонат, оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что в качестве нефтяного сульфоната состав содержит присадку С-150 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И/ИЛИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА | 1997 |
|
RU2135754C1 |
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНЫ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ | 2004 |
|
RU2255216C1 |
Состав для интенсификации добычи нефти | 1988 |
|
SU1558087A1 |
Состав для интенсификации добычи нефти | 1986 |
|
SU1471398A1 |
Состав для временного защитного покрытия | 1990 |
|
SU1758056A1 |
US 4970007 A, 13.11.1990. |
Авторы
Даты
2008-06-27—Публикация
2007-03-02—Подача