СОСТАВ ДЛЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Советский патент 1995 года по МПК C09K7/02 E21B21/00 

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к составам для вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта перфорацией, и может быть использовано при строительстве нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Цель изобретения - предотвратить образование трудноразрушаемой водонефтяной эмульсии (ВНЭ) в скважине с повышенным содержанием мехпримесей.

Сущность изобретения заключается в том, что состав для вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта, включающий полиакриламид, минерализованную солями калия и/или натрия воду, дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Полиакриламид 0,002-0,020 Неионогенное поверхностно- активное вещество 0,001-0,010 Минерализованная солями калия и/или натрия вода Остальное.

П р и м е р 1. В лабораторный стакан помещали 97,8 г пластовой воды общей минерализации 254,574 г/л следующего состава, г/л: К⁺ + Na⁺ 72,035; Са⁺² 18,849; Mg⁺² 4,818; Cl^- 158,189; SO₄^-2 0,548; HCO₃^- 0,135. К ней при перемешивании добавляли 0,2 г 1%-ного раствора дипроксамина и 2 г 0,25%-ного раствора полиакриламида (ПАА) марки ДК-Drill, перемешивали в течение 0,5 ч и получали состав со следующим соотношением ингредиентов, мас.%: ПАА 0,005; дипроксамин 0,002 и минерализованная солями калия и натрия вода - остальное.

П р и м е р 2. В лабораторный стакан наливали 70 г технической воды и растворяли в ней 25 г хлорида натрия, при перемешивании добавляли 1 г 1%-ного раствора реапона и 4 г 0,25%-ного раствора полиакриламида, перемешивали в течение 0,5 ч и получали состав со следующим соотношением ингредиентов, мас.%: реапон 0,01; ПАА 0,01; минерализованный раствор на основе хлорида натрия - остальное.

П р и м е р 3. В лабораторный стакан наливали 66,9 г технической воды и растворяли 25 г хлорида калия, при перемешивании добавляли 0,1 г 1%-ного раствора проксанола и 8 г 0,25%-ного раствора ПАА, перемешивали в течение 0,5 ч и получали состав со следующим соотношением ингредиентов, мас.%: проксанол 0,001; ПАА 0,02 и минерализованный раствор на основе хлорида калия - остальное.

Аналогичным образом готовили другие пробы предлагаемого состава с различным соотношением ингредиентов.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие показатели свойств состава: коэффициент восстановления проницаемости после воздействия на образцы керна составом ( β ),%; время разрушения ВНЭ при воздействии на нее составом, мин; содержание "чистой" нефти в ВНЭ, %.

Коэффициент восстановления проницаемости определяли на установке УИПК-1М.

Время разрушения ВНЭ определяли по следующей методике. В предлагаемый состав вводили 10-60% нефти, содержащей 1-6% твердой фазы, перемешивали 15 мин на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин, затем заливали полученную смесь в мерный цилиндр на 100 см³, включали секундомер и наблюдали время полного отделения нефтяной фазы от состава, а также содержание выделившейся из ВНЭ "чистой" нефти.

Данные о составе и свойствах предлагаемого и известного составов для вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта приведены в табл. 1.

При взаимодействии нефти с составом для вскрытия "чистая" нефть выделяется в несколько меньшем объеме по сравнению с первончально внесенным объемом, что по-видимому, объясняется ее обезвоживанием при взаимодействии с этим составом, содержащим гидрофильный ПАА, способный к связыванию свободой воды, находящейся в пластовой нефти.

В табл. 2 приведены данные о влиянии предлагаемого состава на восстановление проницаемости образцов керна.

Предлагаемый состав позволяет полностью предотвращать образование стойкой, трудноразрушаемой водонефтяной эмульсии в стволе скважины и при этом достигается практически полное разрушение ВНЭ, поступающей из пласта, причем такое разрушение достигается в 10-20 раз быстрее, чем составом по прототипу, что в промысловых условиях позволит сократить время с момента начала вызова притока до получения "чистой" нефти из скважины.

Кроме того, при использовании предлагаемого состава первоначальная проницаемость продуктивного пласта сохраняется.

Изобретение относится к нефтедобыче. Позволяет повысить эффективность способа путем сокращения времени с момента начала вызова притока до получения "чистой" нефти из скважины, сокращения материальных средств и времени на ликвидацию образующейся в скважине и в пласте в начале вызова притока стойкой, трудноразрушаемой водонефтяной эмульсии, предшествующей поступлению "чистой" нефти, за счет предотвращения образования такой эмульсии непосредственно в стволе скважины и разрушения эмульсии, поступающей из пласта, при одновременном сохранении первоначальной проницаемости продуктивного пласта. При осуществлении способа производят заполнение ствола скважины жидким составом для вторичного вскрытия продуктивного пласта и перфорацию продуктивного пласта, вызов притока пластового флюида на поверхность до получения "чистой" нефти и ликвидацию продуктов - отходов вторичного вскрытия. В качестве указанного состава используют состав, содержащий полиакриламид неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) и минерализованный раствор на основе солей калия и/или натрия при следующем их количественном соотношении, мас. % : полиакриламид 0,002-0,020; неионогенное ПАВ 0,001-0,01 и минерализованный раствор на основе солей калия и/или натрия - остальное. 2 табл.

СОСТАВ ДЛЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, включающий полиакриламид и минерализованную солями калия и/или натрия воду, отличающийся тем, что, с целью предотвращения образования трудноразрушаемой водонефтяной эмульсии в скважине с повышенным содержанием мехпримесей, он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Полиакриламид - 0,002 - 0,020
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,001-0,010
Минерализованная солями калия и/или натрия вода - Остальное