Состав для обработки призабойной зоны пласта Советский патент 1990 года по МПК E21B43/22 

Изобретение онтосится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для интенсификации работы нагнетательных и нефтегазодобывающих скважин.

Целью изобретения является повышение активности состава для обработки призабойной зоны пласта за счет улучшения нефтевытесияющих и реологических свойств состава.

Для этого в состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) или смесь его с неионо- генным поверхностно-активным веществом (НПАВ) и соляную кислоту, дополнительно вводят полиакриламид при следующем соотношении компонентов, мас.%:

АПАВ или смесь его с НПАВ0,06-2,0

Полиакриламид 0,01-0,1 Соляная кислота Остальное В ка естве АПАВ используют синтетический сульфонат-сульфонол (алкил- бензолсульфонат) или нефтяной суль- фонат марки НЧК. В качестве НПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол марки неонол АФд-Ю или .

В качестве соляной кислоты исполь- з/ют 5-30%-ную техническую или ингибированную соляную кислоту.

од

Ј2 Ј

4ь

Состав готовят в следующей последовательности.

Для приготовления состава на основе технической соляной кислоты используют только АПАВ, а для составов на основе ингибированной соляной кислоты - смесь АПАВ с НПАВ. Поскольку иНгибированная кислота содержит ингибитор коррозии катионного типа, который, взаимодействуя с АПАВ, высаливает его из раствора. Для приготовления однородного (без осадка) раствора AJIAB на ингибированной соляной кислоте в него вводят НПАВ.Как показали лабораторные исследования при растворении АПАВ, НПАВ и полиакриламида (ПАА) в соляной кислоте образуются сульфокислота, оксоние- вре соединение и полиакриламид, содержащий звенья акриловой кислоты соответственно. Эти продукты взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярною комплексы, которые обладают повышенными нефтевытесияющими и реоло- Г;Ическими неньютоновскими свойствами до сравнению с известными солянокис- 4отными составами.

Составы на основе технической соляной кислоты готовят растворением , s кислоте заданного количества анион- Ного ПАВ, а затем предварительно приготовленного 0,5-1,0%-ного раствора Нолиакриламида либо смешиванием раствора полиакриламида с соляной кислотой и последующим растворением АПАВ S этой смеси до требуемой концентрации.

Составы на основе ингибированной соляной кислоты готовят последова- tenbHbiM растворением заданных количеств НПАВ, а затем АПАВ и 0,5-1,0%- ного водного раствора полиакриламида или смешиванием раствора полиакриламида с ингибированной соляной кислотой и последующим растворением в соляно- кислотном растворе полимера сначала НПАВ, а затем АПАВ.

При необходимости приготовленные солянокислотные поверхностНо-актив- йые полимерсодержащие составы могут быть также разбавлены -до необходимо- то содержания ингредиентов водой или раствором полимера.

Примеры. Составы согласно изобретения испытывают на эффективность нефтевытеснения в сравнении с эффективностью известного состава.

5

0

5

0

5

0

5

0

5

В качестве АПАВ используют сульфо1- нол или нейтрализованный черный кон- такт (НЧК), в качестве НПАВ - окси- этилированные алкилфенолы марки нео- нол АФ3-10 и А э-12е в качестве полиакриламида - полиакриламид моле- кулярног.о веса 16 млн, и в качестве соляной кислоты - техническую и ин- гибированную соляные кислоты с содержанием 36 и 24% НС1 соответственно.

Известный состав готовят растворением в 85 мл технической соляной кислоты 0,06-1,0 г АПАВ и в 90 мл ингибированной соляной кислоты 0,06- 1,0 г неонола и затем 0,06-1,0 г НПАВ. Затем добавляют воду из расчета получения концентрации соляной кислоты в известном составе такой же, как в данном составе.

Данные составы готовят так же,как известные составы, но затем вв одят при перемешивании 0,5-1,0%-ный раствор полиакриламида до заданного его содержания в составе„

Методика испытания состоит в следующем.

Модель пласта (керн) длиной 50 см и диаметром 1,1 см, представленную кварцевым песком и имеющую пористость 36-38% и проницаемость по воде 3,8- 4,0 мкм1, насыщают пластовой водой с общей минерализацией 12,0%. Затем воду вытесняют тремя поровыми объемами нефти вязкостью 8,3-8,6 МПз С при 20 С и затем 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 один поровый объем испытуемого состава и три по- ровых объема воды. Опыты проводят при комнатной температуре.

Эффективность состава оценивают по количеству нефти, вытесненной из модели пласта,и выражают как коэффициент вытеснения ( ц. н) в объемных процентах от остаточной нефти после заводнения керна (нефтевытесняющие свойства) и по остаточному фактору сопротивления фильтрации воды после

закачки состава R ОСт - отношению подвижности воды при остаточной неф- тенасыщенности керна до закачки состава к подвижности воды после его закачки. Чем выше ROCT, тем лучше реологические свойства состава.

Результат т испытания составов ТГа основе технической соляной кислоты приведены в табл. 1, а на основе ин- гибированной соляной кислоты - в табл. 2.i

При введении в известный состав полиакриламида (данные составы) улучшаются как нефтевытесняющие, так и реологические свойства по сравнению с известным способом (ср. составы 2 с 1,4 и 9 с 3,6 и 11 с 7,14 с .16 и 15 с 17, табл. 1, а также составы 19 с 20, 24 с 25, 27 с 26, табл. 2). Однако при содержании полиакриламида ниже 0,01% технологические свойства данного состава несущественно (в пре- делах ошибки методики их определения отличаются от аналогичных свойств известного состава)(ср. состав 28 с 29, табл„ 2). Таким образом, нижний предел содержания полиакриламида в данном составе составляет 0,01%; а за верхний предел его содержания в составе, исходя из экономических соображений (стоимость состава), принят 0,1% (ср. состав 11 с 7, табл. 1 и 24 с 25, табл. 2).

Из сравнения эффективности предлагаемых составов 2 с 1 и 12 с 13, табл. 1, а также составов 18 с 19, табл. 2 видно, что нижний предел содержания АПАВ или смеси его с НПАВ в данном составе составляет 0,06%, тогда как верхний предел их содержания в составе, исходя из экономических соображений, принят 2% (составы 23 и 24, табл. 2).

Для приготовления данного состава эффективно используют как синтетические сульфонаты типа сульфонол, так и нефтяной сульфонат марки НЧК, а из неионогенных ПАВ - неонолы как марки АФ,,-12, так и АФд-10 (составы 23, 26 и 27, табл.2). Для приготовления могут быть использованы как неразбавленные, так и разбавленные водой тех- ническая и ингибированная соляные кислоты (составы 5,14 и 15 в сравнении с известными составами 13, 16 и 17, табл. 1 и составы 19, 21 и 22, табл. 2).

Таким образом, дополнительное введение 0,01-0,1%-ного полиакриламида в 0,06-2,0%-ный раствор АПАВ или смеси его с НПАВ в соляной кислоте повышает его эффективность по сравнению с известным составом за счет улучшения

нефтевытесияющих и реологических свойств.

Состав используют для интенсификации работы водонагнетательных и нефтедобывающих скважин как самостоятельно, так и в комплексе с другими химреагентами (вязкоупругими составами, ингибиторами коррозии, парафино- и

0 солеотложения и т.п.) путем закачки состава в пласт насосными агрегатами или введения в пласт с помощью импульса давления, создаваемого, например, термогазохимическим или элек5 трогидродинамическим воздействием, взрывом кумулятивного заряда перфоратора. Он может быть также использован для регулирования разработки нефтяных месторождений для освоения

0 скважин после бурения и ремонтаэ для перевода добывающей скважины в водо- нагнетательную, для очистки насосно- компрессорных труб, ствола скважины от солевых отложений и т.д.

5 По сравнению с применением известного состава применение предлагаемого состава позволяет дополнительно добыть на каждые его 1000 м 10-12 тыс.т нефти.

30

Формула изобретения

1. Состав для обработки призабой- ной зоны пласта, включающий анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) или его смесь с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) и соляную кислоту, отличающий- с я тем, что, с целью повышения активности состава за счет улучшения нефтевытесняющих и реологических

свойств, состав дополнительно содержит полиакриламид при следующем соотношении компонентов,мас.%:

Анионное поверхностно- активное вещество или его смесь с неионогенным поверхностно-активным веществом 0,06-2,00 Полиакриламид -0,01 -0,10 Соляная кислота Остальное

2. Состав по п. 1, отличающий с ятем, чтов качестве АПАВ используют синтетические и нефтяные сульфонаты, в качестве НПАВ- оксиэтилиро- ванные алкилфенолы марки неонол, а в качестве соляной кислоты - 12-24%- ную техническую ипи ингнбированную соляную кислоту.

Таблица 1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для интенсификации работы скважин. Цель - повышение эффективности состава за счет улучшения нефтевытекающих и реологических свойств. Состав содержит следующие компоненты при их соотношении мас.%: анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) или его смесь с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) 0,06-2,00

полиакриламид (ПАА) 0,01-0,10

5-30%-ная соляная кислота (СК) - остальное. В качестве АПАВ используют синтетический (сильфонол) или нефтяной сульфонаты, в качестве НПАВ - оксиэтилированный алкилфенол марки неонол АФ₉-10 или АФ₉-12. В качестве СК используют техническую или ингибированную СК. Состав готовят путем последовательного растворения НПАВ, АПАВ и водного раствора ПАА в СК или смешиванием с раствором ПАА в СК сначала НПАВ, а затем АПАВ. Применение состава позволяет дополнительно добыть 10-12 т нефти на 1 т состава. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Составитель Ю.Журов Редактор Г.Гербер Техред М.Ходанич Корректор В.Кабаций

Заказ 1627

Тираж 482

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

Производственно-издательский комбинат Патент, г.Ужгород, ул. Гагарина,101

Подписное