Состав для интенсификации добычи нефти Советский патент 1992 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для обработки призабойных зон нефтяных скважин, в частности для удаления ас- фал ьто смолистых отложений и увеличения притока нефти к скважине.

Цель изобретения - повышение удельной эффективности и водоограничиваю- щей способности состава.

Состав содержит компоненты, мас.%:

Алкилбензолсульфонаты с мол.м.

450-5502,25-9,00

Оксиалкилфенолы

типа ОП-100,50-5,50

Углеводородный

растворительОстальное

Алкилбензолсульфонаты (АБС) представляют собой смесь алкилбензолсуль- фонатов натрия с мол.м. 450-550.

Оксиалкилфенолы типа ОП-10 представляют собой оксиэтилированные ал- килфенолы со степенью оксиэтилирова- ния 10 (например ОП-10, Неонол А 9-10).

В качестве углеводородного растворителя используют легкую нефть, газоконденсат, дизельное топливо.

Состав решает две задачи: растворение асфальтосмолистых отложений, что приводит к увеличению притока нефти к скважине и закупориванию вод-

о зэ

каналов в пласте образующейся в пласте водоуглеводородной эмульсией. Это уменьшает водоприток к скважине и, следовательно, увеличивает приток нефти.

В составе ОП-10 является эмульгатором водонефтяных эмульсий, которые закупоривают каналы для воды. Тем самым снижается поток воды к сквахи- не и, следовательно, увеличивается приток нефти; АБС создают устойчивую смесь с в определенных соотношениях, которая очень эффективно удаляет асфальтосмолистые отложения.

Использование углеводородных растворов только АБС оказывается малоэффективным из-за их высокой чувствительности к солям жесткости так как взаимодействие AIIAB с ионами Са4 и (Mg приводит к образованию труднора- створимых соединений, теряющих поверхностно-активные свойства и, ким образом, мало влияющих на раства- рение асфальтосмолистых отложений.

Совместное применение АБС и ОП-10 повышает устойчивость состава к солям жесткости в пластовых водах, в результате чего предлагаемый состав может применяться в пластах с минера- лизацией до 60 кг/м5. Использование углеводородного раствора ОП-10 без АБС не представляется возможным, так как ОП-10 - водорастворимый продукт.

Граничные значения молекулярной массы АБС и оптимальных соотношений компонентов в смеси (АБС/ОП-Ю) определялись по стабильности углеводородных растворов и по их солюбилизи- рующей спо-собности.

Для определения стабильности углеводородных растворов в цилиндры на 100 мл с притертой пробкой берутся навески по 5 г смеси AfiC и ОП-10 в соотношении от 0:100 до 100:0, сме- пиваются со 100 мл углеводорода и вьь- дерхиваются при 60+5°С в течение суток.

Устойчивость углеводородных растворов смеси АБС и ОП-10 приведена в

табл.1.

Результаты испытаний заносят в табл. 1, а растворы проверяют на со- лювилнзируюрг/ю способность, определи- емую титрованием водной фазы при тиа тельном перемешивании до помутнения системы, «v

5

0

В точке помутнения рассчитывают параметр солюбилизацни, который равен отношению объема солюбили- зированной воды к объему ПАВ в углеводородном растворе (Ve/Vnfle). Титрование проводится при 20+2°С, а затем при достижении максимальной соаюбили- зации (до точки помутнения) растворы выдерживаются в покое при 60+5 С.

Все растворы для интенсификации добычи нефти, составы которых приведены в табл. 2 и которые солюбилизи- руют водную фазу, устойчивы в течение 10 сут.

Результаты опытов (см. табл. 1 и 2) показывают, что АБС с молекулярной массой 450-550 в смеси с ОП-10 при соотношении их в смеси в пределах от 90:10 до 45:35 полностью растворяются в углеводороде или образуют устойчивые дисперсии. Параметр солюбилиза- ции смеси ЛАВ в указанных граничных соотношениях компонентов в 4 раза выше, чем у прототипа.

Составы растворов для интенсификации нефтедобычи с выявленными граничными значениями проверялись по их технологической эффективности. Эффективность предлагаемого состава определяется по проницаемости модели пласта по воде до и после обработки углеводородным раствором смеси ПАВ. Определение проводится по следующей методике: насыпная модель пласта, представленная кварцевым песком, длиной 0,4 м и диаметром О ,012 м насыщается моделью пластовой воды с различным содержанием солей. Затем вода вытесняется тремя поровыми объемами нефти, а нефть вытесняется моделью закачиваемой водь;, и определяется проницаемость модели по воде. После этого в модель пласта вводится раствор испытываемого состава в количестве 20% от объема пор, прокачивается модель закачиваемой воды до прекращения выделения нефти и снова определяется проницаемость модели по воде.

Удельная технологическая эффективность у состава рассчитывается по

формуле у , где таыт- количести А&

во вынестенной нефти, т; Гопдь коли

чество закачанного ПАВ, т,

Результаты испытаний эффективности

применения углеводородных растворов смесей АБС и ОП-10 для интенсификации добычи нефти приведены в табл. 3.

I p и м ер 1. Смесь 1,25 г АБС (2,25 мае.7 в расчете на t00%-ную активную основу) ц 2,75 г ОН-10 (2,75 мас.%) растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по вышеприведенной методике. Минерализация пластовой воды составляет 10 кг/м В результате проницаемость по воде до обработки предлагаемым составом составляет 1,89 Д, после обработки 1,15 Д. Удельная технологическая эффективность 24,9 т нефти на 1 ,т смеси ПАВ.

Пример 2. Смесь 4,5 г АБС (4,5 мас.% в расчете на 100%-ную активную основу) и 0,5 г (0,5 мас.%) ОП-10 растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по вышеприведенной методике. Минерализация пластовой воды составляет 10 кг/мэ. Проницаемость модели по воде до обработки составляет 1,93 Д, после обработки 1,04 Д. Удельная технологи

5

0

ницасмость МОДРЧН по воде до опработ км равна |,83 Д. после обработки ,1,02 Д. Удельная технологическая эффективность составляет 27,5 т нефти на 1 т смеси ПАВ,

Пример 6. Смесь 5,5 г АБС (5,5 мас0% в расчете на 100%-ну.о активную qcHosy) и г (4,5 мас.%) ОП-10 растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по вышеприведенной методике. Минерализация пластовой воды составляет 10 кг/м9. Проницаемость4моДРли по воде до обработки равна 1,78 Д, после обработки проницаемость по воде составляет О 76 Д. Удельная технологическая эффективность равна 28,1 т нефти на 1 т смеси ПАВ.

Пример 7. Смесь 2,2 г АБС (2,2 мас.% в расчете на 00%-ную активную основу) и 1,8 г (1,8 мас.%) ОП-10 растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по выше

Изобретение относится к неЛтедо- быче и может быть использовано для обработки призабойных зон нефтяных скважин. Цель - повышение удельной эффективности и водоограничивающеЙ способности. Состав содержит следующие компоненты при их соотноиении, мас.%1 в качестве ПАВ - алкилбензолсульфона- ты с мол.м. 450-550 2,25-9,00; окси- алкилфенолы со степенью оксиэтилиро- вания 10 0,50-5,50; углеводородный растворитель остальное. Состав готовят путем перемешивания входящих в него компонентов в емкости с мешалкой. Затем в ту же емкость подают расчетное количество легкой нефти и все перемешивают в течение 30-40 мин до получения однородной массы. Данный состав растворяет асфальтосмолистые отложения, что приводит к увеличению притока нефти к скважине и закупориванию водных каналов образующейся в пласте водоуглеводородной эмульсией. 5 табл. С

ческая эффективность равна 25,1 т вы- 25 приведенной методике. Минерализация тесненной нефти на 1 т смеси ПАВ.пластовой воды составляет 10 кг/м3.

Пример 3. Смесь 2,75 г АБС Проницаемость модели по воде до об- (2,75 мас.% в расчете на 100%-ную ак-работки предлагаемым составом равна

1,79 Д после обработки 1,32 Д.,

30 Уделычя технологическая эффективность равна 14,1 г вытесненной нефти на I т

тивную основу) и 2}25 г (2,25 мас.%) ОП-10 растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по выше- приведенной методике. Минерализация пластовой воды составляет 10 кг/м . Проницаемость модели по воде до обработки раствором предлагаемого со-

смеси ПАВ.

Пример 8J Смесь 2,65 г АБС (2,65 мас.% в расчете на 100%-ную активную основу) и 0,35 г (0,35 мас,%)

±ja, у Е i о.с;п 1 J f j --

става равна 1,87 Д, дарси, после об- ОП-10 растворяют в углеводороде. По- работки 0,. Удельная технологичес- лученнын раствор испытывают по выгае40

кая эффективность равна 22,8 т вытесненной нефти на т смеси ПАВ.

Пример 4. Смесь 9,0 г АБС (9,0 мас.% в расчете на 100%-нук ак тизную основу) и 1,0 г (1,0 мас.%) ОП-10 растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по вышеприведенной методике, Минерализация 45 водной фазы составляет 10 кг/м . Проницаемость модели по воде до обработки составляет 1,82 Д, после обработки проницаемость равна 0,72 Д. Удельная

приведенной методике. Минерализация пластовой воды составляет 10 кг/м . Проницаемость модели по воде до обработки испытуемым раствором равна 1,86 Д, после обработки 1,60 Д. Удельная технологическая эффективность рав- на 12,3 т нефти на 1 т смеси ПАВ. Пример 9. Смесь 9,55 г (9,55 мас.% в расчете на 100-ную активную основу) и 1,45 г (1,45 ) - ОП-10 растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по вышетехнологическая эффективность состав- 50 приведенной методике Минерализация .

ляет 28,7 г вытесненной нефти на I т смеси ПАВ.

Пример 5. Смесь 4,5 г АБС (4,5 мас.% в расчете на 100%-ную- ак- . тивнуто основу) и 5,5 г (5,5 мас.%) ОП-10 растворяют в углеводороде..Полученный раствор испытывают по приведенной выше методике. Минерализация водкой фазы составляет 10 кг/м . Про55

водной фазы составляет 10 кг/м . Про ницаемость модели по воде до обработки равна i,83 Д, после обработки 0,98 Д. Удельная эффективность составляет 18,0 т нефти на 1 т смеси ПАВ.

Пример 10. Смесь 6,40 г ABC (6,4 мас.% в расчете на 100%-ную активную основу) и 5,60 г (5,6 мас.%) . ОП-10 растворяют в углеводороде. Посмеси ПАВ.

Пример 8J Смесь 2,65 г АБС (2,65 мас.% в расчете на 100%-ную активную основу) и 0,35 г (0,35 мас,%)

f j --

ОП-10 растворяют в углеводороде. По- лученнын раствор испытывают по выгаеОП-10 растворяют в углеводороде. По- лученнын раствор испытывают по выгае0

5

приведенной методике. Минерализация пластовой воды составляет 10 кг/м . Проницаемость модели по воде до обработки испытуемым раствором равна 1,86 Д, после обработки 1,60 Д. Удельная технологическая эффективность рав- на 12,3 т нефти на 1 т смеси ПАВ. Пример 9. Смесь 9,55 г (9,55 мас.% в расчете на 100-ную активную основу) и 1,45 г (1,45 ) - ОП-10 растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по вышеприведенной методике Минерализация .

водной фазы составляет 10 кг/м . Про ницаемость модели по воде до обработки равна i,83 Д, после обработки 0,98 Д. Удельная эффективность составляет 18,0 т нефти на 1 т смеси ПАВ.

Пример 10. Смесь 6,40 г ABC (6,4 мас.% в расчете на 100%-ную активную основу) и 5,60 г (5,6 мас.%) . ОП-10 растворяют в углеводороде. По10

jt , 1СддйЫЙ раствор испытывают по вьтпе- приведенной методике. Минерализация водной фазы составляет 10 кг/м . Проницаемость модели по воде до обработки равна 1,78 Д после обработки 0387 Д. Удельная технологическая эф- фектинность составляет 5,6 г нефти на 1 т смеси ПАВ.

Пример 11 (известный сосет ав) о Смесь 12,5 г BMP С (12,5мас.%) в расчете на 100%-ную активную осно- . ву) м 1,5 г ИПС растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытывают по вышеприведенной методике. Минера- jj лизация водной фазы составляет . 10 кг/м . Проницаемость модели по воде до обработки равна 1,95 Д} после обработки 1,36 Д. Удельная технологическая эффективность составляет , 20 0S7 т нефти на I т смеси ПАВ.

Из табл. 3 видно, что состав поникает проницаемость модели пласта по воде в пределах граничных значений компонентов за счет образования эмуль-25 сии в водных порах (примеры 1-6). Снижение граничных значений состава .не приводит к уменьшению проницаемости модели по воде после обработки их составом (примеры 7-8), а повыше- 30 ние граничных значений не эффективно, значит и экономически не выгодно (примеры 9-10). По сравнению с известным удельная эффективность состава выше почти в 2Э5 раза, ,с

Аналогично примеру 1 проведены опыты 12-14 (табл. 4) с моделями пластовых вод различной минерализации, i

могут быть исполь . онлны углрлолороц- ные растворители различных -твов Состав только при определенном содер жании ПАВ дает опт имальную технологи ческую эффективность (или относитель ное снижение фазовой проницаемости для воды).

Общая концентрация смеси ПАВ долж на составлять не меньше 5% и не боль гае 10% - в этом интервале концентраций ПАВ композиция работает наибо« лее эффективно. Уменьшение общей кон центрации ПАВ ниже 5% приводит к рез кому снижению эффективности, а увели чение выше 10% экономически нецелесо образно, так как эффективность препарата и его стоимость станут несора змеримыми величинами. Так, в случа содержания АБС в 2,65% содержание второго компонента 0,35%, т.е. сумма ПАВ ниже 5%. В связи с этим удельная технологическая эффективность меньше чем при нижнем содержании АБС.

Состав для промысловых условий го товится непосредственно перед закачкой его в призабойную зону скважины. Количество раствора на обработку одной скважины составляет 0,5-1,0 м н 1 м эффективной мощности пласта. Для промысловых испытаний выбирается оп тимальный состав.

Пример. На 1 т раствора берется 55 кг АБС (по ПАВ), 45 кг ОП-1 и 300 кг легкой нефти (растворителя) Раствор готовится в емкости с мешалкой. Перед закачкой в емкость исходный АБС разогревают до 40-50°С и перемешивают циркуляцией насосами в

Результаты испытаний эффективности 40 в течение ч. За- применения углеводородных растворовТ6М количество АБС подают

в емкость с мешалкой. В ту же емкость подают расчетное количество легкой нефти. ОП-10 или Нвонол АФ 9-10 перед приготовлением раствора также разогревают до 30-40°С и перемешиваю и течение 1,5-2 ч. Затем расчетное количество перекачивают в емкость с мешалкой и все перемешивают в тече- JQ ние 30-40 мин до получения однородной массы. Состав в расчетном количестве закачивают в скважину.

смесей АБС и ОП-10 при обработке моделей нефтяных пластов с различной минерализацией приведены в табл. 4,

5

Результаты (см. табл. 4) показывают, что состав можно применять для обработки призабойных зон нефтяных месторождений со слабоминерализованными пластовыми водами (до 60 кг/м ),

Результаты испытаний предлагаемых составов с различными углеводородными растворителями приведены в табл. 5.

Аналогично примеру I проведены опы ты 15-17 с применением в составе различных углеводородных растворителей. Результаты опытов (см, табл. 5) показывают, что м предлагаемом составе

0

j 0

5 0 с

могут быть исполь . онлны углрлолороц- ные растворители различных -твов. Состав только при определенном содержании ПАВ дает опт имальную технологическую эффективность (или относительное снижение фазовой проницаемости для воды).

Общая концентрация смеси ПАВ должна составлять не меньше 5% и не боль- гае 10% - в этом интервале концентраций ПАВ композиция работает наибо« лее эффективно. Уменьшение общей концентрации ПАВ ниже 5% приводит к резкому снижению эффективности, а увеличение выше 10% экономически нецелесообразно, так как эффективность препарата и его стоимость станут несора змеримыми величинами. Так, в случае содержания АБС в 2,65% содержание второго компонента 0,35%, т.е. сумма ПАВ ниже 5%. В связи с этим удельная технологическая эффективность меньше, чем при нижнем содержании АБС.

Состав для промысловых условий готовится непосредственно перед закачкой его в призабойную зону скважины. Количество раствора на обработку одной скважины составляет 0,5-1,0 м на 1 м эффективной мощности пласта. Для промысловых испытаний выбирается оптимальный состав.

Пример. На 1 т раствора берется 55 кг АБС (по ПАВ), 45 кг ОП-10 и 300 кг легкой нефти (растворителя). Раствор готовится в емкости с мешалкой. Перед закачкой в емкость исходный АБС разогревают до 40-50°С и перемешивают циркуляцией насосами в

в течение ч. За- Т6М количество АБС подают

в емкость с мешалкой. В ту же емкость подают расчетное количество легкой нефти. ОП-10 или Нвонол АФ 9-10 перед приготовлением раствора также разогревают до 30-40°С и перемешивают и течение 1,5-2 ч. Затем расчетное количество перекачивают в емкость с мешалкой и все перемешивают в тече- ние 30-40 мин до получения однородной массы. Состав в расчетном количестве закачивают в скважину.

Формул

изобретен и

Состав для интенсификации добычи нефти, включающий поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, отличающийся тем,

91558087

что, с целые повышения удельной эффективности и водоограничй&акхцей способности, состав в качестве поверхностно-- активного вещества содержит алкнлбен- золсульфондты с мол.м. 450-550 и ок- сиалкилфенолы со степенью оксиэтилиро- вания 10 при следующем содержании компонентов в составе, мас.%:

Примечание:- раствор расслаивается;

П - прозрачный раствор и Д - устойчивая дисперсия.

Таблица 2

Молекулярная масса

Отношение АБС/ОП-10

400-450

450-550

звестный состав

100:0Не солюбилиэирует

100:0Не солюбилнзирует

95:5Не солюбилнз1фует

90:104,5

80:207,2

70i3011,8

60:4012,0

55:4512,1

50:5012,4

45i5512,3

40:60Расслаивается

10

Алкнлбензолсульфо наты с мол.м. 450-550

Оксиалкилфенолы со степенью оксн- этилирования 10 Углеводородный растворитель

Таблица 1

Отношение солюбилиэи- рованной воды к объему 1IAB (V,/Vnftb)

I 2 Э 4 S

i т

8 9

10 It

(протс тип)

Пример

Содержание ПАВ (на активную основу), мае.% i

2,25 2,25 2,25

2,25

2,75 2,75 2,75

2,75

Содержат ПАВ (на тс яиацт дсюягу). мае.8

ЛЕС

Т

оп-ю

2. 1,25 2,232.75 2,75 2,75

Составитель А, Вруслов Редакторе, Рекова Техред М.Ходанич Корректор М.Самборская

Заказ 4570

Тираж

ВОДИЛИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„, д. 4/5Таблица 4

Проницаемость по воде, Ц

до oflpa- после обработки

боткн J

1,15 1,04 1,21 2,03

Таблица S

Подписное