Состав для интенсификации добычи нефти

(57) Изобрет быче и может обработки пр Остальное ы (АБС) предкилбензолсуль 450-550.ОП-О предтедобыя абис сква" асрительензолсульфонасобой смесь алатрия с мол.мкилфенолы типсобой оксиэтлы со степеньюнапример ОПраств Алкил тавляют онатов Оксиалилнрованные. алоксизтилирова Неонол АФил 9- О)В качестве рителя исполь конденсат, ди Состав рещ рение асфальт что приводит нефти к скважо раствоть, газоуглеводородн уют легкую и ельное толли ет две задач смолистых от 9,00 тв женкй 5,50 ритокаванию вод увелич е и за ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ОПИСАНИЕ К АВТОРСКОМУ Св(56) Сургучев И. Л. и др. Применениемицеллярных растворов для увеличениянефтеотдачи пластов. М. Недра, 1977,с. 175.Авторское свидетельство СССРМ 1471398, кл. Е 21 В 43/22, 1989.(. 4) СОСТАВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ие относится к не 6 тедобыть использовано для абойных зон нефтяных Изобретение относится к иеф че и может быть использовано дл работки призабойных зон нефтянь жин, в частности для удаления фальтосмолистых отложений и увеличе-. ния притока нефти к скважине.Цель изобретения - повьпп ной эффективности и водоогра щей способности состава.Состав содержит компоненты, мас.7:Алкилбензолсульфонаты с мол.м.450 - 550 2,25-Оксиалкилфенолытипа ОП"10 0,50 Углеводородный скважин. Цель " повышение удельной 1. эффективности и водоограничивающей способности. Состав содержит следующие компоненты при нх соотношении, мас.7. в качестве ПАВ - алкилбензолсульфона ты с мол.м. 450-550 2,25-9,00; оксиалкнлфенолы со степенью оксиэтилирования 1 О 0,50-5,50; углеводородный растворитель остальное. Состав готовят путем, перемещивания входящихв него компонентов в емкости с мещалкой. Затем в ту же емкость подают расчетное количество легкой нефти и все перемешивают в течение 30-40 мин до получения однородной массы, Данньп состав растворяет асфальтосмолистые от- й ложения, что приводит к увеличению притока нефти к скважине и закупориванию водных каналов образующейся в пласте .водоуглеводородной эмульсией, Сев 5 табл, 1558087ных каналов в пласте образующейся в пласте водоуглеводородной эмульсией. Это уменьшает водоприток к скважине и, следовательно, увеличивает приток нефти.В составе ОП-О является змульгатором водонефтяных эмульсий, которые закупоривают каналы для воды. Тем самим снижается поток воды к скважине и, следовательно, увеличивается приток нефти: АБС создают устойчивую смесь с ОПв определенных соотно" шениях, которая очень эффективно удаляет асфальтосмолистые отложения.Использование углеводородных растворов только АБС оказывается малоэфФективным из-за их высокой чувствительности к солям жесткости, так какФ 2 взаимодействие АПАВ с ионами Са и 20 ,И приводит к образованию труднорафЯстворимых соединений, теряюших поверхностно-активные свойства и, та- ким образом, мало влияющих на растворение асфальтосмолистых отложений. 25Совместное применение АБС и ОПО повышает .устойчивость состава к .солям жесткости в пластовых водах, в результате чего предлагаемый. состав может применяться в пластах с минера- ЗО лнзацией до 60 кг/м. Использование . углеводородного раствора ОПбез АБС не представляется возможным, таккак ОП- водорастворимый продукт.Граничные значения молекулярной массы АБС и оптимальных соотношений35 компонентов в смеси (АБС/ОП) опРеделялись по стабильности углеводородных растворов и по их солюбилизиРующей способности.40Для определения стабильности, углеводородных растворов в цилиндры на100 мл с притертой пробкой берутся.навески по 5 г смеси АБС и ОП-.10 в . соотношении рт О:100 до 100:О, смеаваются со 100 мл углеводорода и выдерживаются при 6 О+5 С в течение суоток,Устойчивость углеводородных растворов смеси АБС к ОПприведена в табл. 1,Результаты испытаний заносят втабл. 1, а растворы проверяют на со" Либилизирующую способность, определя емую титрованием водной Фазы при тщательном перемешивании до помутнения системы В точке помутнения рассчитывают параметр солюбилизации, который равен отношению объема солюбилизированной воды к объему ПАВ вуглеводородном растворе (Ч/Чмв)Титроо ванне проводится при 20+2 С, а затеи при достижении максимальной солюбилизации (до точки помутнения) растворыо выдерживаются в покое при 60+5 С,Все растворы для интенсификации добычи нефти, составы которых приведены в табл. 2 и которые солюбилиэируют водную Фазу, устойчивы в течение 10 сут.Результаты опытов (см, табл, 1 и 2,1 показывают, что АБС с молекулярной массой 450-550 в смеси с ОПО при соотношении их в смеси в пределах от 90:1 О до 45;55 полностью растворяются в углеводороде или образуют устойчивые дисперсии, Параметр солюбилизации смеси ПАВ в указанных граничных соотношениях компонентов в 4 раза вьпне, чем у прототипа.Составы растворов для интенсифика" ции нефтедобычи с выявленными граничными значениями проверялись по их технологической эффективности. Эффективность предлагаемого состава определяется по проницаемости модели пласта по воде до и после обработки углеводородным раствором смеси ПАВ, Определение проводится по следующей методике: насыпная модель пласта, представленнан кварцевым песком, длиной 0,4 м и диаметром 0,012 м насыщается моделью пластовой воды с различным содержанием солей. Затем вода вытесняется тремя поровыми объемами нефти, а нефть вытесняется моделью зака чиваемой воды, и определяется проницаемость модели по воде. После этого в модель пласта вводится раствор испытываемого состава в количестве 203 от объема пор, прокачивается модель закачиваемой воды до прекращения выделения нефти и снова определяется проницаемость модели по воде.Удельная технологическая эффективностьсостава рассчитывается по формуле= , где ш- количестшпдвво вынестенной нефти, т; вдь- количество закачанного ПАВ, т.Результаты испытаций эффективности применения углеводородных растворов смесей АЛС и ОПдля интенсиФикации добычи нефти приведены в табл. 3,5 1558087 6 на 12,3 т нефти на 1 т смеси ПАВ. лученный раствор испытывают по вышеП р и м е р 9. Смесь 9,55 г(9,55 мас.Х в расчете на 100-ную ак приведенной методике. Иинерализацияводной фазы составляет 10 кг/м . Про 3 ницаемость модели по воде до обработ - тивную основу) и 1,45 г (1,45 масЛ) ОПРастворяют в углеводороде. Поки составляет 1,82 Д, после обработки проницаемость равна 0,72 Д. Удельная . . лученный раствор испытывают по вьппетехнологическая эффективность состав приведенной методике Иинералиэацияляет 28,7 г вытесненной нефти на 1 т . водной фазы составляет 10 кг/м , Про-,э смеси ПАВ. ницаемость модели по воде до обработП р и м е р 5. Смесь 4,5 г АБС . ки равна 1,83 д, после обработки (4,5 мас.Х в расчете на 100 Х-ную -ак , 0,98 д, Удельная эффективность состативную основу) и 5,5 г (5,5 мас.Х) 55 вляет .8,0 т нефти на 1 т смеси ПАВОП0 растворяют в углеводороде., По- П р и и е р 10. Смесь 6,40 г АБС . лученный раствор испытывают по приве- . (6,4 мас.Ев расчете на 100 .-ную акденной вьппе методике. Минералиэация . тивную основу) и 5,60 г (5,6 мас,Х)Эводной фазы составляет 1 О кг/м . Про-,ОНО растворяют в углеводороде, По 1 р и м е р 1, Смесь 2,25 г АБС ницаемость модели по воде до обработ(2,25 мас.7. н расчете на 100 -ную ак- ки Равна83 д после обработкитивную основу) и 2,75 г О 1-10 ,1,02 Д Удельная технологическая эф(2,75 мас,Х) Растворяют в углеводоро- фектинность составляет 27,5 т нефтиде. Полученный раствор испытывают по на 1 т смеси ПАВ,вьппеприведенной методике. 1 инерализа- П р и м е г 6. Смесь 5,5 г АБС3ция пластовой воды составляет 1 О кг/м (5,5 мас,Х в Расчете на 100 Х"нуд акВ Результате проницаемость по воде до тивную основу) и 4,5 г (4,5 мас.Х)обработки предлагаемым составом сос- О ОПрастворяют в углеводороде. По-.тавлчет 1,89 Д, после обработки лученный раствор испытывают по внне 1,15 Д, Удельная технологическая эф- приведенной методике. Минералиэацияфективность 24,9 т нефти на 1,т сме- пластовой води составляет 10 кг/мси ПАВ. Проницаемостьмодепи по воде до обраП р и м е р 2. Смесь 4,5 г АБС 5 ботки равна 1,78 д, после обработки(4,5 мас.в расчете на 100 Х-ную ак- проницаемость но воде составляеттивную основу) и 0,5 г (0,5 .мас.Х) 0,76 Д, Удельная технологическая эОП"10 растворяют в углеводороде, По- фективнасть равна 28,1 т нефти налученный раствор испытывают по вьппе т смеси ПАВ.приведенной методике. Иинерализация 20 П р и м е р 7. Смесь 2,2 г АВСппастовой воды составляет 10 кг/м, . (2,2 мас,Х в расчете на 100 Х-ную акПроницаемость модели по воде до обра- тивную основу) и 1,8 г (1,8 мас.Х)ботки составляет 1,93 Д, после об- ОПО растворяют в углеводороде. Поработки 1,04 Д, Удельная технологи- лученный раствор испытывают по выне-ческая эффективность равна 25,1 т вы приведенной методике. Минерализациятесненной нефти нат смеси ПАВ. пластовой води составляет 10 кг/мП р и м е р 3, Смесь 2,75 г. АБС Проницаемость модели по воде до об. (2,75 мас.в расчете на 100 -ную ак- Работки предлагаемым составом равнативную основу) и 2,25 г (2,25 мас, ) 1,79 Д после обРаботки 1,32 Д.,ОПО Растворяют в углеводороде. По Удельная технологическая эффективностьлученный раствор испытывают по ваде- . равна 14,1 г вытесненной нефти натприведенной методике. Минерализация . смеси. ПАВ,пластовой воды составляет 10 кг/м . П Р и м е р 8; Смесь 2,65 г АБСПроницаемость модели по воде до об- (2,65 мас.Х в расчете на 1 ОО -нуюработки растворомпредлагаемого со- активнуюоснову). и 0,35 г (0,35 мас,%)става равна 1,87 Д, дарси, после об- . ОПО растворяют в углеводороде. По 35работки 0,85 Д, Удельная технопогичес- лученньп раствор испытывают по выле- .кая .эффективность равна 22,8 т вытес- приведенной методике. Иинерализациячэненной нефти нат смеси ПАВ. . пластовои воды составляет 10 кг/мП р и м е р 4 Смесь 9,0 г АБС40 Проницаемость модели по воде до об(9,0 мас.Х в расчете на 1 ООХ-ную ак- . Работки испытуемым раствором равнатизную основу) и 1,0 г (1,О мас.Х) .1,86 Д, после обработки 1,60 Д. УдельОПрастворяют в углеводороде,: По-.ная технологическая эффективность равлуче; пьй ряс нор исытьвают по вьеприведенной методике. Иикерализацияводной фазы составляет 1 О кг/м . Проницаемость модели по воде до обработки равна 1,78 Д после обработки50,87 Д. Удельная технологическая эффектнность составляет 5,6 г нефтина 1 т смеси ПАВ.П р и и е р 11 (изнестньй сосстав). Смесь 12,5 г ВМРС (2,5 масЛ)в расчете на 100 ,"ную активную основу); 1,5 г ИПС растворяют в углеводороде. Полученный раствор испытываютпо вышеприведенной методике, Иинерализацияводной фазы составляет10 кг/и . Проницаемость модели по возде до обработки равна 1,95 Д, послеобработки 1,36 Д, Удельная технологическая эффективность составляет107 т нефти на 1 т смеси ПАВИз табл. 3 видно, что состав понихает проницаемость модел пласта поводе в пределах граничных значенийкомпонентов за счет образования эмуль сий в нодкых порах (примеры 1-6).Снижение граничных значений состава,не нринодит к уменьшению проницаемости модели но воде после обработкиих составом (примеры 7-8), а повышение граничиьх значений не эффективно,значит и экокомически не выгодно(примеры 9-10), По сравнению с известным удельная эффективность состававыше почти в 2,5 раза,35Аналогично примеру 1 проведеныопыты 12-14 (табл. 4) с моделямипластоных воц различной микерализацииеРезультаты испытаний эффективности 40применения углеводородных растворовсмесей АБС и ОПпри обработке моделей нефтяных пластов с различнойминерализациеи приведены в табл. 4.45Результаты (см. табл. 4) показывают, что состав можно применять дляобработки призабойных зон нефтяныхместорождений со слабоминерализованными пластовыми водами (до 60 кг/м ). 505Результаты испытаний предлагаемыхсоставов с различными углеводороднымирастворителями приведены в табл. 5. Аналогично примеру 1 проведены опыты 15-17 с применением в составе различных углеводородных растворителей. Результаты опытов (см,табл, 5) показывают, что н предлагаемом составе могут бытьсколь.овп уг 1 еволородкые растворител разливьх о; гав в,Состав только лри определенном содержании ПЛВ дает оптимальную техоиогическую эффективность (или относительное снижение фазовой проницаемостидля воды),Общая концентрация смеси ПЛВ должна составлять не меньше 5 и не больше 10% - н этом интервале концентраций ПАВ композиция работает нанболее эффективно, Уменьшение общей концентрации ПАВ киже 5 приводит к резкому снижении эффективности, а увеличение выше 10 экономически нецелесообразно, так как эффективность препарата и его стоимость станут несоразмеримыми величинами, Так, в случаесодержания АБС н 2,65 содержаниевторого компонента 035 , т,е. суммаПАВ ниже 5 , В связи с этим удельнаятехнологическая эффективность меньше,чем при нижкем содержании АБС.Состав для промысловых условий готовится непосредственно перед закачкой его в призабойную зону скважины,Количество раствора на обработку одной скважины составляет 0,5-1,0 м на1 м эффективной мощности пласта . Дпяпромысловых испытаний выбирается оптимальный состав.П р и м е р. На 1 т раствора берется 55 кг АБС (по ПАВ), 45 кг ОПОи 300 кг легкой нефти (растворителя).Раствор готовится в емкости с мешалкой. Перед закачкой в емкость исходкьп АБС разогревают до 40-50 С и перемешивают циркуляцией насосами вавтоцистернах в течение 1,5-2 ч. Затем расчетное количество АБС подаютв емкость с мешалкой. В ту же емкостьподают расчетное количество легкойнефти. ОПО или Неонол ЛФ 9-10 перед приготовлением раствора такжеразогревают до 30-40 С н перемешиваютв течение 1,5-2 ч, Затем расчетноеколичество перекачивают в емкость смешалкой и все перемешивают в течение 30-40 мин до получения однородноймассы. Состав н расчетном количествезакачивают в скважину,Формул а изобретенияСостав для интенсификации добычинефти, включающий поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, о т л ч ч а и щ и й с я тетем,10 Алкнлбензолсульфонаты с мол.м.450-550Оксналкилфенолы со степенью оксиэтилирования 10 Углеводородный растворитель 9 1558087 что, с целью повышения удельной эффективностн н водоограничиеющей способности, состав в качестве поверхностно активного вещества содержит алкилбен-, золсульбонаты с мол.м, 450-550 и ок 5 сиалкилФенолц со степенью оксиэтилирования 1 О прн следующем содержании компонентов в составе, Мас.Х: 2,25-9,00 0,50-5,50 Остальное Т а б л и ц а 1т Юолекулярная масса АБС Отношение АБС/ОП390"430 400-450 456480 450-550 П П р и м е ч а н и е.ф - раствор расслаивается;П - прозрачный раствор и Л - устойчивая дисперсия,Т а б л И ц а 2 Молекулярная масса Отношение АБС/ОП11558087 ТабакиОтносительное сиеиеииа проиипааиости поводе ельиал вФктивиость до- Отпоив роиицлеиость по воде ОЛВ 1 иа акновуЭиас.г со обработ- послеки работк В и В 01 Ю Ф ,64 ,85 2,25 Ь,ЗО 2,75 9,00 25,1 22В 5,5 7 1 Ь,2,65 9,И 6,40 Ивеестныд состав 1 В 15 1 О(про типЭ б.лнц сть ло воде Содерланне ПАВ на тюзвнэло осногюзу)юеюг тноснтель Е СНИВЮЕ"1 иЕФти нерал11 НЯовой ле ро р идо обре осле обработююнт е 95 1 О 95 30 95 . 5 О 95 60 1,89 1,15 г об 1,о 4 1,78 1,21 1,8 г :, Оз 2,25 2,75 2 2 252 75 3 2,25 . 2,75 4 2,25 2,75 1,64 1,98 . 1,41 о;я блиц ркаиие ПАВ (иа актцбдэтв осдцютЭ, идс.з ево оиицаеиость по ео осит ельсиикеииеица скостиоде спе обр гкапФть роиатичераста тель С ОП275 952,75Жг,и 2,25 2,25 г,гз Щ 1 89 1,93 951,98: Редакто 421 Раэй Вакаа 45 ВНИИПИ Г 0 Подпис рытиям прн ГКНТ СССР ею/5 рственного комитета по изобретениям и от 113035, Иосква, Жв РаУшскан набив зводствеино-издательский комбинат "Патент", г. Уаго л. Гагарина, 10 2,75 о,зо 2,25 1 ОО 550 4,50 ю,во 45 юзз Ж9 О:10 95 55;45 90 9 оююо 90 Ьз. И 90 5545 96457 И 97 88 ю 12 В 9 87 ююз вв 5347 86 1,69 1 93 1,В 7 1,В 2 ю,вэ 1,7 В 179 186 . 1,ВЭ1,7 В 195 115 1,04 о,вз 0,72 1,02 0,76 1,52 1,70 О,ЬВ 0,87 1,36 г,го 2,53 1,79 г,э 4 ю,юв 1,09 1,В 7 2,04 1,4 Э