"Поверхностно-активная композиция для интенсификации добычи нефти "Нефтенол-Н" Советский патент 1992 года по МПК E21B43/22 

(46) 15.10.92. Рюл. N 38

(21)4487765/03 ч

(22)28.09.88

(72) В.Г.Гермашев, Н.А.Кононова, М.И.Рудь, В.М.Слюнин, В.Г.Правдин, Е.В.Феоктистова, Т.Н.Нежурина, М.С.Яншпянникова, Т.В.Раевская, П.П.Гузиев, В.Н.Иванов, А.Т.Горбунов, Л.Н.Бученков, В.Г.Оганджанянц, Г.А.Бадалянц, Р.Г.Мухаметзянов, В.И.Храмов, И.П.Королев и В.П.Городков (53) 622.276 (088.8) (36) Авторское свидетельство СССР 1538087, кл. Ј 2 В 43/22, 38-92 -(54) ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ НЕФ- ТЕНОЛ-Н

(57) Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти и предназначено для обработки призабойной зоны скважины. Цель - повышение эффективности композиций за счет ограничения притока воды и стимуляции притока нефти в добывающих скважинах. Композиция со-

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а частности к составам для обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности ограничения притока воды и стимуляции притока нефти в добывакндих скважинах.

Для этого в композиции, включающей анионные, неноиогеиние ПАР и углеводородный рлетнпритсль, п качестве

держит следующие компоненты при их соотношении, мас.%: акирнное поверхностно-Активное вещество (АПАВ) 15- 60, неионогеннол поверхностно-активное вещество (НПАВ) 20-70, углеводород 1-20, вода - остальное. В качестве АПАВ используют смесь водорастворимых нефтяных сульфонатов, содержащихся в кислых гудрт нах сернокислотной очистки , и сульфоэтоксила- тов со степень/о с)ксиэтилнрования 3-5 при их массовом соотношении 1:5 - 1:15. В качестве НПАВ используют мае- лорастворимый окскэтилиропаяный ал- килфенол со степенью оксиэтилирова- ния 3-5, Композицию готовят смешением кислого гудрона .с НПАВ в течение 1 ч при 70-90°С. Затем смесь нейтрализуют щелочью или аммиаком при 30-40°С до рН 7-3. Использование композиции поз- волчет снизить проницаемость по воде в 3,8 раза, увеличить проницаемость нефти в 2,5 раза и дополнительно добыть 200 г нефти на 1 т активной основы. 2 табл.

анионного компонента (АПАВ) используют смесь водорастворимых нефтяных сул 4 онатов, содержащихся в кислых гудринах сернокислотной очистки ма- сел, и сульфоэтоксилатов алкилФен лов со степенью окснэтнлирования 3-5 (СЭАФ9-4) при их массовом соотношении 1:5 - 1:15, а в качестве неионогенного компонента (iflLAB) - маслорагтворимын окси тклированньй алкилфенол со степенью оксиэтилирования J-5 (исонол АФ9-4 или Off-) при сле -у. ощип скотно- шенки компоненгоя, N.IC. (Л

CD № СО Ю 1 00

31Ь

JIM (неф-я ной .фо-- нл г м г /тфоэтоксилат,) 1V-6(i НПАВ (нсопол ЛФ9--4 или ОП-4)20-70

углеводороднмй растчо- рнтель1-20

Вода.Остальное

Композицию получают путем смешения кислого гудрона с неонопом АФ9-4 при 70-90°С в течение 1 ч. При этом про- лсходит частичное сульфирование неомола АФ9-4 с образопанием сульФпэток- силатов - СЭАФ9-4. Затем полученная ..месь ПАВ нейтрализуется щелочью или аммиаком до рН 7-8 при 30-40 С.

15 кислое гудроне содержится,мае.%: Нефтяные еульфокислоты14-28

Серная кислота30-70

Органическая часть15-32

В состав композиции входит также о,,льфат натрия или аммония как химическая примесь, образующаяся при нейт- 1/алнчации смеси ПАВ и не влияющая на эксплуатационные свойства.

Сущность изобретения состоит в том, что углеводородный раствор композиции ПАВ данного состава неограниченно смешивается с нефтью и, проникая п зоны, заполненные нефтью, растворя- ет образующиеся в них органические оттожения. Вследствие этого проницаемость зоны по нефти увеличивается, В то же время, указанные ПАВ в углеводородном растворе обеспечивают со- любилнэацию пластовой воды с дальнейшим образованием одонефтяных эмульсий в зонах, заполненных подои. Это приводит, с одной стороны, к обезво -

живанию призабойной зоны пласта и

40

45

более глубокому проникновению образовавшихся микроэмульсий и, по мере образования макроэмульсий, к уменьшению фильтруемости водной фазы с переходом к преимущественной фильтруемос- тн нефти в нефтенасыщенных областях пластовых зон.

Нефтяные сульфонаты, содержащиеся в кислых гудронах сернокислотной очистки масел, используют в данной композиции для снижения межфазного натя жения на границе раздела вода - нефть, как диспергаторы асфалътосмо- листых и парафинистых отложений, но отдельно их применять нецелесообразно так как выделенные нефтяные сульфона- ты являются гидрофильным компонентом и не растворяются в углеводороде

В отличие от водорастворимых анионных ПАВ неонол АФ9-4 или ОП-4 ялля,-50

А

5

JQ )$

20

5

о

35

40

45

-

50

«моя мчилорлгл норнмым компонентом. Влечение РГО л ген глв ком- по-шции позволяет регулировать гидро- фил ьпо-.пипофияьный баланс оисгемы с цепью достижения ультранизких величин межфачного натяжения и повышения солюбилизирующего свойства углеводородного р.яствора композиции, что обеспечивает растворимость пгей композиции р углеводородном растворителе.

Применение углеводородного раствора только с неополом АФ9-4 (ОП-4) для обработки призабопных зон нефтяных скважин не эффективно, так как неонол АФ9-4 не снижает межфазного натяжения на границе нефть - вода до ультранизких величин, вследствие чего на ней не образуется микроэмульсионной фазы и не происходит солюбилизации пластовой воды. Образование макроэмульсий при контакте углеводородного раствора Неопола АФ9-4 с пластовой водой затрудняет оттеснение ее в глубь пласта и понижает проницаемость пласта как по воде, так и пп нефти. Кроме того, Неонол АФ9-4 не обладает высокими отмывающими свойствами парафино-смо - листых отложений и ограничен температурными условиями применения, так как температура его помутнения ниже 25вС, При более высоких температурах Неонол АФ9-4 дегидратируется и теряет поверхностно-активные свойства,

Введение в композицию СЭАФ9-4 повышает стабильность углеводородных растворов композиции, совместимость ее с пластовыми водами, температуру применения до 100 С и солюбилиэирую- щие свойства.

Наличие в составе композиции углеводорода придает ей текучесть и способствует ее стабилизации, Входящая в состав композиции вода образуется в результате реакции при получении композиции.

Граничные значения оптимальных соотношений компонентов в композиции определяют по стабильности углеводородных растворов и по их сг-чюбилизи- рукяцей способности.

Для этого в цилиндры на 100 мл с притертой пробкой помещают нав ески композиции по 5 г из расчета пп 100%- ную активную основу, смешивают со 100 мл углеводорода (кертсин 1,0-25) и выдерживают 1 сут. Результаты испытаний приведены в табл.1. Растворы проверяют на солюбчлизируюиую способность t определяемую титропг-мем водпои фазы при тщательном перемешивании до помутнрмня системы, В точке помут- нения рассчитывают параметр солюбили- зацни как отношение объема солюЬнлн- зированной воды к объему ПАВ в углеводородном растворе (VB/Vnfle). Титрование проводят при 2(i+ 2°С, а затем по достижении максимальной солюбили- зацни (точки помутнения) растворы выдерживают при ЬО+Ь°С.

Составы композиции в пределах граничных соотношений устойчивы в течение 1C сут.

Свойства данной композиции для интенсификации добычи нефти зависят, в основном, от соотношения в ней поверхностно-актирных компонентов (АПАВ и ИПАВ). Углеводород и вода, содержание которых в композиции зависит от состава применяемых гудронов и технологии получения композиции, практически не оказывают влияния на солюбилизирующие свойства композиции.

Параметр солюбилн ации композиции в пределах граничных соотношений компонентов в 1,5-2,5 раза выше, чем у прототипа.

Составы поверхностно-активной композиции с выявленными граничными значениями проверяют по их технологической эффектнпкости: проницаемости модели пласта по роде и нефти до и после обработки углеводородным раствором композиции по следующим методикам.

Для определения проницаемости модели пласта по воде насыпную модель пласта, представленную кварцевым пгс- ком, длиной 0,4 м и диаметром 0,012 м насыщают моделью пластовой воды, затем нефть и выдерживается3 сут, при температуре пласта 70 + 5°С. Затем закачивают воду и определяют проницаемость модели по воде. Готовя углеводородный раствор испытуемого сос тава композиции и вводят в модель пласта в количестве 20% от объема пор. Затем снова прокачивают модель закачиваемой воды и определяют проницаемость модели по воде.

Для определения проницаемости модели пласта по нефти насыпную модель пласта, представленную кварцевым песком, длиной 0,4 м и. диаметром 0,012 м насыщают моделью пластовой воды, затем нефтью и определяют проницаемость модели по нефти. Готовят углеводородный раствор испытуемого состава композиции и вводят в модель

0

5

0

5

0

5

0

S

0

5

пласта п количестве 20% от pop. Затем снова чкачивают ж фть и определяют проницаемость модели по нефти.

Примеры, 5 кг композиции (5% из расчета н,ч 100%-ную активную основу) соответствующего состава, согласно изобретению, растворяют в легкой нефти и испытывают по приведен-ггым выше методикам. Результаты приведены в табл.1 (примеры 1-7 и 10-12),

Согласно прототипу смесь 9 г ал- килбенэолсульфоната (9 мас.% в расчете на 100%-ную активную основу) и 1 г (1 мас.%) ОП-10 растворяют в легкой нефти и испытывают по указанным методикам (см. табл.1, пример 13).

Из табл.1 видно, что состав снижает проницаемость модели пласта по воде за счет образования эмульсий в водонасыщенных порах и повышает проницаемость по нефти за счет образования микроэмульснонных систем на границе вода - нефть - ПАК, снижающих межфазное натяжение и проникающих в углеводородные каналы (см, табл.1, Л примеры 1-6).

Снижение содержания ПАВ в составе композиции ниже граничных значений не приводит к существенному уменьшению проницаемости по воде и не увеличивает проницаемость по нефти, так как такой состав не солюбилизирует пластовую воду (см. табл.1, пример 7J или не дает устойчивых углеводородных растворов и при закачивании расслаивается (см. табл.1, пример 9).

Повышение концентрации ПАВ выше граничных значений приводит или к неустойчивым углеводородным растворам (см. табл.1, пример 8), или неэффективно (см. табл.1, пример 10).

По сравнению с прототипом солюби- лизирующая способность оптимального состава возрастает в 2,5 раза. Соответственно этому проницаемость:модели пласта по воде уменьшается в 3,8 раза (при использовании состава-прототипа в 2,4 раза) и увеличивается проницаемость по нефти в 2,5 раза (для прототипа в 1-5 раза).

Для определения максимальной минерализации пластовых вод, при которых сохраняется эффективность обработки призабойной зоны данной композицией, приводят ее испытания на модели пласта при различных значениях минерализации вод (см. табл.2, примеры 1417), Из ре-эультаточ следует, что ную композицию можно применять при минерализации илпстовых вод до 100 кг/м3.

Применение композиции позволяет дополнительно добыть 200 т неЛти на 1 т активной основы.

Формула изобретения

Поверхностно-активная композиция для интенсификации добычи нефти, включающая анионное поверхностно- активное вещество (АПАВ), неионоген- ное поверхностно-активное вещество (НПАВ), углеводородный раств&ритепъ и воду, отлиг-ающаяся тем что, с целью повышения эффективности композитов за счет ограничения притока воды и стимуляции притока нефти в добывающих скважинах в качестве АЯЛЗ--композиция содержит смесь еульфоэтокснлатов алкилфеполон со степенью оксиэтилировання 3-5 (СЭАФ9-4) и содержащихся в кислых гудронах сернокислотной очистки масел водорастворимых нефтяных сульфонатов (ВИС) при их массовом соотношении 5:1 - 15:1, а р качестве НПАВ - маслораст- яоримый оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 3-5 при следующем соотношении компонентов, .мае.%:

Смесь СЭАФ9-А и ВНС при массовом соотношении 5:1 - 15:115-60 Маслорастворимый оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 3-5 20-70 Углеводородный растворитель1-20Вода Остальное

.т « г п и ц t 1

Светел, СВОЙСТВА я М сктивиость композиции I1AB интввсифимция вовыад

Примеры испытаний углеводородного раствора поверхностно-активной композиции (см. .1, пример 6) при обработке нефтяных пластов с различной минерализацией РОДЫ

36

65

100

110

1,78 1,83 1,64 1,72

1623278

К) Т а б л н ц а 2

0,67 0,62 0,63 0,66

1,68 1,70

М7 0,71