Состав для обработки призабойной зоны пласта Советский патент 1990 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности.

Цель изобретения - повышение эффективности состава за счет сохранения нефтевытесияющих свойств состава после нейтрализации его в пласте.

Для этого используют состав, содержащий нефтяной или синтетический сульфонат, оксиэтилированный алкилфе- нол, соляную кислоту и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Нефтяной или синтети-I

ческий сульфонат 0,25-3,00

Оксиэтилированный алкилфенол0,1 0-2,30

Соляная кислота (в пересчете на НС1) 5,00-23,00 ВодаОстальное

В качестве нефтяного или синтетического сульфоната используют сульфо- наты с эквивалентным весом 340-520, например, карпатол - кислый гудрон, нейтрализованный аммиаком или щелочью (нефтяной сульфонат), сульфонол. В качестве оксиэтилированного алкилфе- нола - водорастворимый продукт марки неонол, например неонол АФ9-12.

СП

и в

Состав готовят последовательным растворением в 5-24%-ной соляной кис- оксиэтилированного алкилфенола Ц нефтяного или синтетического суль- фоната. Соляную кислоту концентрации, меньшей 24%, готовят разбавлением товарной 24%-ной соляной кислоты водой. Для сравнительной оценки эДмЪектив- Ностей составов готовят составы cor- j)acHo изобретения и прототипа. Сос- ав-прототип готовят растворением 2,1 г НП-72 в 98 г 5%-го раствора соляной кислоты, что отвечает 0,75% Ыеси ЛАВ в кислоте. Моющее средство |Щ-72 включает следующие компоненты, ас.%: алкилсульфонат Ј0-70, алкил- беизолсулъфонат 25-27, полигликолевый :эфир ди-трет-бутилфенола (ПЭД) 5-8, Совтав согласно изобретения готовят последовательным растворением неонола и карпатрла (или сулъфонола) в соля- Иой кислоте.

Часть приготовленных соляно-кис- лотных поверхностно-активных составов (50 мл) нейтрализуют путем перемешивания их с 20 г карбоната кальция, являющегося основной карбонатной составляющей породы - коллектора. Продукт нейтрализации отделяют от осад- ка центрифугированием с последующей декантацией.

Вытеснение остаточной нефти после заводнения керна проводят по следующей методике.

Модель пласта керн) длиной 50 см и диаметром 1,1 см, представленную кварцевым песком, имеющую пористость 36% и проницаемость по воде 3,8 мкм2, насыщают пластовой водой с общим со- держанием солей 12,7%, Чатем воду вытесняют небггъю вязкостью 9., 2 МПа с при 20°С в количестве трех поровых объемов, после чего нефть вытесняют той же пластовой водой до предельной обводненности выходящих проб жидкости из керна. При этом конечное нефтевытеснение достигает 79-81%. Затем в керн последовательно закачивают испытуемый состав в количестве одного по- рогового объема и воду до прекращения выноса нефти. Опыты проводят при комнатной температуре.

Эффективность состава оценивают по количеству нефти, вытесненной из мо- дели пласта, и выражают в виде коэффициента вытеснения Ч н в объемных процентах от остаточной нефти после заводнения. Примеры приготовления и

испытания составов приведены в таблице.

Пример 1. Состав, состоящий из 5,3 мас.% ПАВ (3,0% карпатола и 2,3% ) 16,0 мас.% соляной кислоты, вода - остальное, испытывают на нефтевытеснение по указанной методике. В результате из керна вытесняется вся оставшаяся после заводнения нефть как кислым поверхностно-активным составом (КПАС), так и продуктами нейтрализации его карбонатом (см. табл., состав 1).

Пример 2. Состав, состоящий из 2,75 мас.% ПАВ (1,65% карпатола и 1,1% Аид - 12), 17,0 мас.% соляной кислоты, вода - остальное, испытывают на нефтевытеснение по указанной методике. В результате из керна вытесняется КПАС 78% нефти, а продуктом нейтрализации - 92% нефти, оставшейся после заводнения (см. табл., состав 3).

Пример 3. Состав, состоящий из 0,9 мас.% ПАВ (0,5% карпатола и 0,4% - 12), 5 мас.% соляной кис- ЛО-ЕЫ, вода - остальное, испытывают на нефтевытеснение по данной методике. В результате из керна вытесняется КПАС 28% нефти, а продуктом нейтрализации - 82% нефти, оставшейся после заводнения (см. табл., состав ).

Пример 4. Состав, состоящий из 2,75 мас.% ПАВ (1,65% .карпатола и 1,1% АФ9 - 12), 22 мас.% соляной кислоты и воды - остальное, испытывается на нефтевытеснение по данной методике. В результате из керна вытесняется КПАС 94% нефти, а продуктом нейтрализации - 96% нефти, оставшейся после заводнения (см. табл., состав 5).

Пример 5, Состав, состоящий из 0,45 мас.% ПАВ (0,25% карпатола и 0,2% - 2), 5 мае.Я соляной кислоты, вода - остальное, испытывают на нефтевытеснение по указанной методике. В результате из керна вытесняется КПАС 18% нефти, а продуктом нейтрализации - 64% нефти, оставшейся после заводнения (см. табл., состав 8),

Пример 6. Состав, состоящий из 1,65 мае. % ПАВ (1,5% сульйонола и 0,15% АФ - 10), 23 мас.% соляной кислоты, вода - остальное,, испытывают на нефтевытеснение по указанной методике. В результате из керна вытесняется КПАС 38% нефти, а продуктом ней515

трализации - 68% нефти, оставшейся после заводнения (см. табл,состав 13

Пример 7. Состав, состоящий из 0,85 мас.% ПАВ (0,75% сульАонола и 0,10% - JO), 5 мас.% соляной кислоты, вода - остальное, испытывают на нефтевытеснение по данной методике. В результате из керна вытесняется КПАС 30% неЛти, а продуктом нейтрализации - 54% нефти, оставшейся после заводнения (см. табл., состав 1 4) .

Результаты определения нефтевытес- няющей способности составов приведены в таблице. Составы согласно изобретения, приготовленные как на нефтяных (составы Ь-8), так и синтетических сульфонатах (составы Г°3 и 14) с использованием НПАВ марок АФ9 - 12 и АФо - Ю соответственно, показывают более высокую нефтевытесияющую способность после их нейтрализации, чем исходные соляно-кислотные составы (составы 3, 4, 6 -8, 13 и 14). И только при содержании в КПАС смеси АПАВ и НПАВ - 0,3% эффективность обеих форм составов одинакова. Из этого следует, что нижний предел концентрации смеси ПАВ в предлагаемых составах составляет 0,45% (состав 8) и верхний - 5,3% (состав 1), поскольку в последнем случае эффективность состава как в кислой, так и в нейтральной формах предельно возможная (100%).

Нефтевытесияющая способность продукта нейтрализации известного состава ниже нефтевытесняющей способности его соляно-кислой формы и составляет всего 5%, Данные составы при близком содержании смеси ПАВ (0,75%) к содержанию в известном составе хотя и имеют меньшую эффективность КПАС, но значительно большую в нейтральной форме (ср. составы 7, 8 и 14 с составом 15). Последнее, в конечном итоге, обеспечивает более высокую эффективность предлагаемых составов как в кислой, так и в нейтральной формах по сравнению с эффективностью известного состава.

Из сравнения эффективности предлагаемых составов 5 и 6 с контрольными составами 10-12, представляющих собой растворы отдельных компонентов

4

первых той же концентрации, видно, что данные составы, как в кислой, так и в нейтральной формах значительно превосходят по эЛфективности как соляную кислоту (состав 12), так и нейтральный водный раствор смеси ПАВ (составы 10 и 11). Таким образом,данные составы проявляют синергетический

эЛАект при вытеснении остаточной неЛ- ти из керна.

Состав используют для интенсификации водонагнетателъных и нефтедобывающих скважин как самостоятельно,

так и в комплексе с другими химреагентами вязкоупругими составами, ингибиторами коррозии, парафине- и солеотло- жения и т.п. путем закачки его -В пласт насосными агрегатами, или введением в пласт с помощью импульса давления, создаваемого, например, термога- зохимическим или электрогидродинамическим воздействием, взрывом кумулятивного заряда перфоратора.Он может

быть также использован для освоения скважин после бурения и ремонта, для перевода добывающей скважины в водо- нагнетательную, для очистки насосно- компрессорных труб, ствола скважины

от солевых отложений и т.д.

По сравнению с известным данный состав позволяет дополнительно добыть гЗ-15 тыс. т нефти на каждые 1000 мэ состава.

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий неАтяной суль- Фонат или синтетический сульфонат, ок- сиэтилированный алкилфенол, кислоту . и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности состава за счет сохранения нефтевы- тесняющих свойств после нейтрализации его в пласте, компоненты состава взяты в следующем соотношении,мас.%: Нефтяной сульфонат или синтетический сульфо- нат0,25-3,0

Оксиэтилированный алкилфенолО,10-2,30 Соляная кислота (в пересчете на НС1) 5,00-23,00 Вода Остальное

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к нефтевытесняющих свойств после нейтрализации его в пласте. Состав содержит компоненты при следующем соотношении, мас.%: нефтяной сульфанат (НС) или синтетический сульфонат (СС) 0,25-3,00

оксиэтилированный алкилфенол (ОАФ) 0,10-2,30

соляная кислота (в пересчете на хлористый водород) 5,0-23,0

вода остальное. В качестве НЕ или СС используют соответственно, карпатол или кислый гудрон, нейтрализованный щелочью, в качестве ОАФ - неонол марки АФ₉-12. Состав готовят путем последовательного растворения в 5-24%-ной соляной кислоте ОАФ и НС или СС. Состав м.б.использован для освоения скважин после бурения и ремонта, для перевода добывающих скважин в водонагнетательные, а также для очистки насосно-компрессорных труб стволов скважин от соляных отложений. 1 табл.