Состав для вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта

 

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.

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.

Формула изобретения

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

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3