Состав для обработки пласта

 

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА, содержащий поверхностно-активное вещество и солянуюкислоту, о т я ичающийся тем, что, с целью повыпшния его нефтевытесняющей способности , состав в качестве поверхностно-активного вещества ссщеряит смесь алкилсульфоната, алкилбенэолсульфоната и полигликолевого ди-грет-бутипфенола при следумцем соотношении компонентов смеси, мас.%: Алкилсульфонат 65-70 Алкштбензолсульфонат 25-27 Полигликолевый эфир ди-трет-бутилфенола 5-8 при следую м соотношении компонен тов в составе, мас.%.: Смесь поверхностноактивных веществ 0,09-1,0 Сопяная кислота

СОК)З СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСГ1У6ЛИН

4(я) Е 21 В 43/22

1 (1 Г

ПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

I10 ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3683733/22-03

{22) 02.01.84 (46) 15.06.85. Бюл. Ф 22 (72) A.Þ.Ðûñêèí,Â.Ï.Ãoðîäíîâ, В.И.Гусев, Е.Л.Полубоярцев и А.Н.Чаплыгин (71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности

"Гипровостокнефть" (53) 622.276(088.8) (56) Бабалян Т.A. и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. M., Гостоптехиздат, 1962, с. 270-278.

Гарифуллин Г.С., Логинов Б.Г.

Применение поверхностно-активных веществ при солянокислотных обработках скважин. — Тр. БашНИПИнефть, вып. 1У, М.; "Недра"., 1970, с.291-295.

ÄÄSUÄÄ1161699 (54) (57) СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА, содержащий поверхностно-активное вещество и соляную кислоту, о т л.ич а ю шийся тем, что, с целью повышения его нефтевытесияшщей способности, состав в качестве поверхностно-активного вещества содержит смесь алкилсульфоната, алкилбеиволсульфоната и полигликолевого эфта ди- трет -бутилфенола при следушщеи соотношении компонентов смеси, мас.X3:

Алкилсульфонат 65-7О

Алкилбензолсульфонат 25-27.

Полигликолевый эфир ди-трет -бутилфенола 5-8 при следующем соотношении компонентов в составе, мас.X:

Смесь поверхностноактивиых веществ 0,09-1,0

Соляная кислота

{5-24Х-ная) Остальное

1! 61699. Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта.

Цель изобретения — повьнпение S нефтевытекающей способности состава . для обработки пласта.

Смесь ПАВ может быть использована в виде моющего средства ИЛ-72 (ТУ 84-348-73) или ИЛ-80, содержащих указанную смесь не менее 35 вес. .

Указанная смесь ПАВ в водном растворе соляной кислоты проявляет лучшую нефтевытесняющую способность,, чем водный раствор этой смеси ПАВ или соляной кислоты в отдельности, т.е. в этом случае наблюдается синергетический эффект. Улучшение нефте,отмывающей способности обусловлено большим снижением ме1кфазного натяже- 20 ния на границе с нефтью раствора смеси ПАВ,содержащего соляную кислоту,.чем раствора этой смеси без соляной кислоты.

Смесь анионных ПАВ (65-70 вес.Х 25 алкилсульфоната и 25-27Х алкиларилсульфоната) и неионогенного ПАВ (5-8Х.полиэтиленгликолевого эфира ди-трет -бутилфенола) при смешивании с соляной кислотой переходят: 30 а) анионные ПАВ в сульфокислоты по реакции

Кяо,иа, ИС1 КОО,Н где R=Ce-С 1,.

35 б) неионогенные ПАВ-q оксоииевые соединения

4 з)2 6 3(2 %)

Н+

-(С+Н,} C,Í,(0С,Н,) „0Н+.С1-.

Синергетический эффект, наблюдае— мый для раствора смеси ПАВ в соляной

/ кислоте, обусловлен оптимальным расположением молекул сульфокислот и оксиниевых соединений на границе 45 раздела раствора — нефть, обеспечивающим достижение низких величин межфазного натяжения на этой границе раздела (менее 0,06 мН/м).

Примеры иллюстрируют эффективность 50 предлагаемых составов по сравнению с прототипом и компонентов в отдельности при вытеснении остаточной нефти из керна, моделирующего призабойную зону пласта нагнетательной сква- 55 жины с остаточной нефтенасыщенностью.

У исследуемых составов параллельно определяется межфазное натяжение их на границе с вытесняемой нефтью методом "вращающейся капли" для низ— ких межфазных. натяжений и сталагмометрическим методом "взвешивания капли" для межфазных натяжений выше

1 мН/м, В качестве смеси анионных и неионогенных ПАВ бралось моющее средство

ИЛ-72, содержащее 37Х указанной смеси, а в качестве растворителя — водопроводная вода или 1; 5; 12 и 24 -ная соляная кислота.

Для приготовления составов-прототипов .(раствор ПАВ в соляной кислоте) брались в отдельности алкилбенэолсульфонат (АБС), алкилсульфонат (АС) и полигликолевый эфир дп- трет— бутилфенола (ПЭД), входящие в смесь

ПАВ моющего средства ИЛ-72, а в ка— честве растворителя — 12 . — ная соляная кислота.

Составы готовились по следующей методике.

Составы-прототипы готовились путем растворения в стакане на механической мешалке 0,07; 0,5 или 1,0 г

АВС, АС или ПЭД в 100 г 12 -ной соляной кислоте, что отвечало прибли.зительно содержанию ПАВ в соляной кислоте соответственно 0,07; 0,5 и 1,0Х.

Предлагаемые составы готовились путем растворения в стакане на механической мешалке 0,2; 0,25;

0.,35; 0,5; 1,0; 2,7 и 4,0 г ИЛ-72 в 100 г 1; 12 и 24Х-ной соляной кислоте, что отвечало приблизительно содержанию смеси ПАВ а соляной кислоте (с учетом содержания в Ил-72

37Х смеси ПАВ-активного вещества), соответственно, 0,074; 0,09; 0, 13;

0,19; 0,37; 1,0 и 1,5 .

Для выявления синергетического эффекта от применения предлагаемого состава при вытеснении нефти и снижения межфазного натяжения на границе раствор ПАВ- нефть были приготовлены 12Х-я соляная кислота путем разбавления 37Х-ной соляной кислоты водой и 0,37 и 1,0 -ные (по активному веществу) водные растворы смеси

ПАВ путем растворения 1 и 2,7 г NJI72 соответственно в 100 г водопроводной воды.

При приготовлении 1 и 1,5Х-ных растворов АБС и МЛ-72 в 12 -ной соляной кислоте наблюдается высаливание, т.е. неполное растворение ПАВ

1161699 в этой кислоте. Поэтому при определе нии их нефтевытесняющей способности растворы тщательно перемешивались, а при определении межфазного натяже— ния на них удалялась нерастворимая часть на центрифуге.

Нефтевытесняющая способность приготовленных составов (ц) определялась по следующей методике.

Иодель пласта (керн) длиной 50 см и диаметром 1,1 см, представленная кварцевым песком и имеющая пористость 36-387 и проницаемость по во— де 3,7-3,9 мкм, насыщают пластовой водой с суммарным содержанием солей

24,6Х, затем воду вытесняют тремя поровыми объемами керна мочалевской нефти вязкостью 9,7 мПа- с при 20 С.

В свою очередь нефть вытесняют водой с содержанием солей 6,07 до предельной обводненностн.выходящих проб жидкости из керна. При этом конечное нефтевытеснение достигает 79-81Х.

Затем в керн последовательно зака— чивают один объем пор испытываемого состава и затем три поровых объема керна воды. Опыты проводятся при комнатной температуре.

Результаты определения нефтевытесняющей способности составов сведены в таблицу. Там же приведены результаты определения межфазного натяжения на границе мочалеевской нефти с испытываемым составом методом"вращающейся капли" или методом взвешивания капли" при комнатной температуре.

Составы растворов ПАВ .и их нефтевытесняющая способность(„)и межфазное натяжение (Ь) по отношению к мочалеев ской нефти приведены в таблице.

Растворы анионного ПАВ-АБС и АС (опыты 10, 11, 12) и ненонагенного

ПАВ-НЗД (опыты 13 и 14) в соляной кислоте, отвечающие составам по прототипу, не вытесняют из керна остаточную нефть. после заводнения, тогда как раствор смеси их в виде моющего средства ИД-?2 в 5 †2.-ной соляной кислоте Э (предлагаемые составы} отмывает 16-487 нефти, оставшейся в керне после заводнения (см. опыты 2,4-9). Однако 0,5- 1,0Х-ные растворы смеси ПАВ (1,35-2,77. МЛ-72) в водопроводной воде (опыты 16 и 17) и 127.-ная соляная кислота (опыт 15) испытанные в отдельности, не вытесняют остаточную нефть. Следовательно, раствор МЛ-72 в соляной кислоте(предлагаемый состав) обладает синергЕтическим эффектом при вытеснении нефти (ср. опыты 2,4-9 с опытами 15-17).

Такое значительное различие в эффективности составов по прототипу и предлагаемых составов объясняется величиной межфазного натяжения на границе раствора ПА — нефть: чем

1О ниже межфазное натяжение (менее

0,05 мН/и}, тем выше эффективность (см. 6 и y„â табл).

Из приведенных результатов также видно, что растворы смеси ПАВ !

5 в соляной кислоте с. концентрацией

ПАВ менее 0,09Х (см. опыт 3) и в соляной кислоте менее 57 (см. опыт 1) не эффективны при вытеснении остаточной нефти. Растворы смеси ПАВ

20 в соляной кислоте с концентрацией ПАВ выше 1Х (см. опыт 8) вытесняют нефть, но эффективность их ниже, чем эффективность 1Х-ного раствора смеси ПАВ в соляной кислоте (ср. опыт 7 с 8).

Оптимальная концентрация смеси ПАВ в соляной кислоте, при которой наблюдается эффективное вытеснение нефти, находится в интервале 0,09-1,0Х.

Предлагаемый состав приготавли30 вают растворением смеси ПАЗ, например, в виде мокццего средства КП-72 или ИП-80, в 5-?47.-ной соляной кислоте, 5-24Х-ная соляная кислота готовится путем разбавления товарной соляной кислоты пресной или минерализованной водой.

Состав используют для интенсификации работы водонагнетательных

40 и нефтедобывающих скважин как само стоя тельно, так и в компле ксе с другими химреагентами (вязкоупругими составами, ингибиторами коррозии, ингнбиторами парафино- и соле45 отложениями и т.п.), путем закачки его в пласт агрегатами типа ЦА-320 нли введения в пласт с помощью импульса давления, создаваемого, напри" мер, термогазохимическим или элект-, рогидравлическим воздействием, взрывом кумулятивного заряда. Он может быть также использован для освоения скважин после бурения и ремонта, для перевода добывающей скважины в водо5 нагнетательную, для глушения скважин, для очистки насоснокомпрессорных труб, ствола скважины, нефтепромыслового оборудования и труб промысловых

699

1161 добычи нефти за счет увеличения текущих темпов отбора ее составляет 25 р., а затраты на приготовление и закачку в пласт 100 м состава 25 тыс. руб., то экономический эффект от применения 1 тыс. м состава на основе смеси ПАВ и соляной кислоты по сравне-. нию с базовым вариантом составит

370-470 тыс. руб.

Qtt X oT остаточной нефти

Концентрация растворителя, НС1, 7

6, мН/и

Содержание*

ПАВ в соста ве, вес.7

Опыт, И

Смесь ПАВ(ИЛ-72) О, 13

0,31

0,036

0,13

0,074

0,14

О о

0,09

0,19

0,37

1,0

1,5

0,13

0 6,31

0,07

АБС

Вы с алив ае тся ABC

1,0

2,1

0,5

АС

5,8

1,0

ПЭД

27,3

0,07

30,1

О

Нет

Смесь ПАВ(МЛ-72) 0,416

2,235

0,37

Вода

1,0

*Содержание ПАВ в составе дано в расчете на 100Х содержание активного вещества

ВНИИПИ Заказ 3948/38 Тираж 540 Подписное

Фипиал ППП "Патент", r.Ó êãîðîä, ул.Проектная, 4

В коммуникации " дт =асфальто-смолистых и солевых отложений и т.д.

По сравнению с базовым вариантом, который совпадает с прототипом (составы на основе ПАВ и соляной кислоты),5 предлагаемьэ1 состав позволит дополнительно добыть 17-20 тыс. т нефти на каждые 1000 м . Поскольку норматив, приведенных затрат на 1 т прироста

0,026

0,007

0,001

0,003

0,010

0,013

Состав для обработки пласта Состав для обработки пласта Состав для обработки пласта Состав для обработки пласта 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти с использованием химреагентов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при вторичных и третичных методах добычи нефти заводнением

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи с применением химреагентов

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может использоваться при разработке карбонатных пластов с субвертикальными трещинами

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти использование при эксплуатации залежей на поздней стадии
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработок нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором

 

Наверх