Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
КОМПОЗИЦИЯ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЙ КИСЛОТНОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
КОМПОЗИЦИЯ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЙ КИСЛОТНОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

КОМПОЗИЦИЯ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЙ КИСЛОТНОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны скважин. Целью изобретения является снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластков. Призабойную зону нагнетательных и добывающих скважин обрабатывают композицией, включающей, мас. % : продукт совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9 - 4 - 3 "нефтенол Н" 2 - 8; соляную кислота 92 - 98. 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2013527
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 5021878/03
Дата подачи заявки: 28.12.1991
Дата публикации: 30.05.1994
Заявитель(и): Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт
Автор(ы): Широков В.А.; Горбунов А.Т.; Жданов С.А.; Шахвердиев А.Х.; Петраков А.М.; Ходаков И.В.; Гуменюк В.А.; Гермашев В.Г.; Кононова Н.А.; Гумерский Х.Х.
Патентообладатель(и): Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны скважины.
Известен состав для обработки песчаников (пат. США N 3794117, НКИ 166-307, 1974).
Недостатком данного состава является невысокая эффективность снижения водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является композиция для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин (авт. св. СССР N 1161699, кл. Е 21 В 43/22, 1984), включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту концентрацией 5-24% .
Недостатком этой композиции является невысокое снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов.
Целью изобретения является снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластов.
Поставленная цель достигается тем, что в известной композиции для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающей поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, в качестве поверхностно-активного вещества используют нефтенол Н, а соляную кислоту используют с концентрацией более 25% при следующем соотношении компонентов, мас. % : Нефтенол Н 2 - 8 Соляная кислота 92 - 98
Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие:
1. Поверхностно-активное вещество;
2. Соляная кислота;
3. Использование в качестве поверхностно-активного вещества нефтенола Н;
4. Использование соляной кислоты с концентрацией более 25% ;
5. Количественное соотношение компонентов.
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками.
Особенности нефтяных месторождений - многопластовость, зональная и слоистая неоднородность пластов (пропластков) по проницаемости. При заводнении неоднородных пластов нагнетаемая вода движется (вытесняет нефть) по высокопроницаемым прослоям, что приводит к прогрессирующему обводнению добывающих скважин при незначительной доле охваченных заводнением запасов нефти.
Одной из главных задач воздействия на пласт и в первую очередь на призабойные зоны пласта является снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев, что приводит к выравниванию профилей приемистости нагнетательных и профилей отдачи добывающих скважин, извлечению нефти из малопроницаемых прослоев, а следовательно, к повышению нефтеотдачи. На практике о снижении водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородного пласта судят по уменьшению приемистости нагнетательных скважин и обводненности продукции добывающих скважин.
Применение данного способа направлено на повышение нефтеотдачи неоднородных пластов за счет снижения водопроницаемости высокопроницаемых прослоев.
Поставленная цель достигается за счет применения для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин композиции ПАКС (поверхностно-активной кислотной системы), состоящей из двух компонентов - нефтенола Н и соляной кислоты.
Нефтенол Н представляет собой продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходы от производства олеумной и сернокислотной очистки масел) и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4, выпускается по технологии ВНИИПАВ в соответствии с ТУ 38.507-63-091-90 ПО "Горькнефтеоргсинтез" и Ярославским НПЗ. Внешний вид - вязкая коричневая жидкость с массовой долей активного вещества 62-64% , хорошо растворима в углеводороде. При проведении испытаний использовался нефтенол Н с активностью 63,6% .
Соляная кислота в соответствии с ГОСТ 857-78 представляет желтоватую дымящую на открытом воздухе жидкость. Товарная кислота имеет плотность 1154-1188 кг/м3, вязкость при 20оС - 2 мПа С, температура замерзания (55) - (58)оС.
По своей природе и физико-химическим свойствам нефтенол Н является маслорастворимым поверхностно-активным веществом. Неожиданным оказалось то, что в высококонцентрированной соляной кислоте (от 25% и выше) нефтенол Н полностью растворяется с образованием прозрачной системы (ПАКС).
После перемешивания композиции ПАКС с пластовой водой, содержащей 1,55% NaCl + 0,25% СаСl2, и нефтью в соотношении 1: 1: 1 с последующим отстаиванием смесь жидкостей разделяется на три части: сверху - углеводород, средняя часть - коричневого цвета, вязкая эмульсионная фаза, внизу - раствор кислоты.
В процессе вытеснения из пористой среды, содержащей остаточную нефть и воду, композицией ПАКС наблюдается вытеснение остаточной нефти, а в процессе вытеснения композиции ПАКС водой (1,8% ) имеет место резкое снижение фазовой водопроницаемости; при вытеснении композиции ПАКС нефтью затухания фильтрации нефти не наблюдается.
Механизм процесса взаимодействия композиции ПАКС с водой следующий: по мере закачки воды и растворении ее в композиции ПАКС концентрация соляной кислоты снижается. Происходит образование эмульсионной фазы, в которой нефтенол Н становится практически нерастворимым. Образование этой фазы приводит к возрастанию сопротивления для воды (в 100 и более раз). Описанный механизм обеспечивает при обработке композицией ПАКС призабойной зоны неоднородного пласта нагнетательных скважин снижение приемистости по воде и снижение обводненности продукции добывающих скважин.
Применение композиции ПАКС в условиях промысла осуществляется следующим образом.
Композиция готовится непосредственно у скважины или в цехе химизации НГДУ (на узле приготовления растворов). В емкость кислотовоза подается сначала нефтенол Н, затем соляная кислота и после перемешивания композиции закачивается в пласт. После закачки композиции ПАКС в нагнетательную скважину переходят на нагнетание воды из системы поддержания пластового давления. После закачки композиции ПАКС в добывающую скважину осуществляют ее продавку из скважины до пласта водой или нефтью или другим углеводородным растворителем. После небольшой выдержки скважину пускают в эксплуатацию.
Примеры конкретного выполнения технологии обработки скважин композицией ПАКС на нагнетательных скважинах.
П р и м е р 1. В скважину закачали 200 м3 композиции ПАКС, содержащей, мас. % : нефтенол Н 8,0; соляная кислота (25% ) 92,0. После этого скважину подключают под нагнетание воды к системе ППД. Приемистость скважины до обработки при давлении 10 МПа составляла 700 м3/сут. После обработки при том же давлении - 450 м3/сут, что свидетельствует о снижении проницаемости по воде более проницаемых прослоев.
П р и м е р 2. Объем композиции ПАКС, как в примере 1, но соотношение компонентов композиции ПАКС выбрано следующее, мас. % : нефтенол Н 5,0; соляная кислота (28% ) 95,0. Приемистость скважины до обработки при давлении 8 МПа составляла 500 м3/сут. После обработки - 180 м3/сут при том же давлении нагнетания, что свидетельствует о снижении проницаемости по воде более проницаемых прослоев.
П р и м е р 3. Объем композиции ПАКС, как в примере 1, но соотношение компонентов композиции ПАКС выбрано иным, мас. % : нефтенол 2; соляная кислота (30% ) 98. Приемистость скважины при давлении 9 МПА до обработки составляла 250 м3/сут, после обработки при том же давлении - 150 м3/сут, что свидетельствует о снижении проницаемости более проницаемых прослоев.
П р и м е р 4 (прототип). В скважину закачали 200 м3 композиции, содержащей 0,5 мас. % смеси поверхностно-активных веществ и 99,5 мас. % соляной кислоты концентрацией 12% . Причем смесь поверхностно-активных веществ состояла из алкилсульфоната 67 мас. % , алкилбензолсульфоната 26 мас. % , полигликолевого эфира 7 мас. % . Приемистость скважины до обработки при давлении 8 МПа составляла 90 м3/сут. После обработки при том же давлении - 270 м3/сут, т. е. не уменьшилась, а возросла в 3 раза, что указывает на возрастание водопроницаемости более проницаемых прослоев.
Примеры выполнения на добывающих скважинах.
П р и м е р 5. В скважину закачали 100 м3 композиции ПАКС, содержащей, мас. % : нефтенол Н 8,0; соляная кислота (30% ) 92,0. Обводненность продукции до обработки составляла 85% , после обработки и технологической выдержки в течение суток и пуска скважины в эксплуатацию обводненность установилась на уровне 55% , что указывает на снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев.
П р и м е р 6. Выполнено, как в примере 5, но соотношение компонентов в композиции ПАКС другое, мас. % : нефтенол Н 6,0, соляная кислота (37% ) 94,0. Обводненность продукции до обработки составляла 70% , после обработки и технологической выдержки в течение суток и пуска скважины в эксплуатацию обводненность составила 45% , что указывает на снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев.
П р и м е р 7. Выполнено, как в примере 5, но соотношение компонентов в композиции ПАКС иное, мас. % : нефтенол Н 2; соляная кислота (25% ) 98. Обводненность продукции была 95% , а после обработки установилась на уровне 70% , что указывает на снижение водопроницаемости более проницаемых прослоев.
П р и м е р 8 (прототип). В скважину закачали 100 м3 композиционного состава, указанного в примере 4. Обводненность продукции была 78% , после обработки она возросла до 87% , что указывает на возрастание водопроницаемости более проницаемых прослоев.
Результаты приведенных примеров сведены в таблицу.
Результаты, приведенные в таблице, показывают, что в диапазоне содержания нефтенола Н в ПАКСе в количестве 2-8 мас. % и соляной кислоты (концентрацией более 25% ) 92-98мас. % композиция обеспечивает уменьшение приемистости нагнетательных скважин и обводненности продукции добывающих скважин, что свидетельствует о снижении водопроницаемости высокопроницаемых пропластков. При применении прототипа подобных результатов получено не было.
Применение заявленного технического решения позволяет осуществить выравнивание профилей приемистости и отдачи за счет снижения водопроницаемости высокопроницаемых пропластков и повышение степени извлечения нефти путем вовлечения в разработку менее проницаемых нефтенасыщенных зон неоднородных пластов.
Формула изобретения: КОМПОЗИЦИЯ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЙ КИСЛОТНОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН, включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, отличающаяся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 - "Нефтол-Н", а соляную кислоту используют с концентрацией 25 - 37% при следующем соотношении компонентов, мас. % :
Продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9 - 4 - "Нефтенол-Н" 2 - 8
Соляная кислота 25 - 37% -ная 92 - 98