Состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины

 

Состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины относится к нефтеперерабатывающей промышленности и предназначен для изоляции притока вод в нефтяные скважины, а также для обработки призабойной зоны. Предлагаемый состав содержит, в мас.%: неонол АФ₉-4 и/или синтаноол АЛМ-3 - 6 - 20, углеводородный растворитель - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изоляции притока вод в нефтяные скважины, а также для обработки призабойной зоны.

Известен состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, включающий жидкие нефтяные углеводороды и структурообразователь третбутилат лития и триалкилборат C₄-C₁₁ [1] Данный состав содержит такие дефицитные и дорогостоящие компоненты, как третбутилат лития и триалкилборат C₄-C₁₁, имеет короткое время структурообразования (1 час), за которое трудно приготовить и закачать состав. Кроме того, состав стабилен в течение небольшого промежутка времени.

Известен состав для изоляции водопритока в скважины, включающий продукт окислительной деструкции диенсодержащих каучуков в углеводородной жидкости и серную кислоту [2] Недостатками состава являются: неселективность, ограниченность применения, обусловленная температурой образования закупоривающего геля (выше 80^oC), опасность коррозии оборудования вследствие содержания серной кислоты.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав для изоляции водопритока в скважину, включающий алкилбензолсульфонаты, оксиалкилфенолы типа ОП-10 и углеводородный растворитель [3] Известный состав имеет следующие недостатки: является неэффективным для высокообводненных пластов; включает дефицитные и дорогостоящие алкилбензолсульфонаты; имеет тенденцию к расслоению; работает в слабоминерализованных пластовых водах (до 60 кг/м³).

В составу настоящего изобретения положена задача создать состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, эффективный в условиях неоднородных высокообводненных пластов с широким диапазоном минерализации пластовых вод.

Поставленная задача решается так, что состав для изоляции водопритока в скважины, включающий оксиэтилированное неионогеннге поверхностно-активное вещество (ПАВ) и углеводородный растворитель, в качестве оксиэтилированного НПАВ содержит оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 3 5 неонол АФ₉-4 и/или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов синтанол АЛМ-3 при следующем соотношении компонентов, в масс.

Неонол АФ₉-4 и/или синтанол АЛМ-3 6 20 Углеводородный растворитель остальное Оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 3 5 выпускается по ТУ 38507-63-300-93 и имеет техническое название неонол АФ₉-4.

Моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов общей формулы C_nH_2n+1O (C₂H₄O)_mH, где n 10 18, m 3 5, имеет техническое название синтенол АЛМ-3 (Технические требования ПО "Капролактам", 1990 г.).

В качестве углеводородного растворителя состав содержит гексановую фракцию по ТУ 38.10381-77, или керосин по ОСТ 38.01408-86, или дизельное топливо по ГОСТ 305-82, или широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38-101524-93, или тяжелый дистиллят продукт переработки битумных нефтей с температурой кипения 240 350^oC по ТУ 39-0147585-018-93, или нефрас C 150/220 по ТУ 38-1011026-85, или нефрас Ap 120/200 по ТУ 38101809-80.

Новая совокупность заявляемых существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно получить состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, эффективный в условиях неоднородных высокообводненных пластов с широким диапазоном минерализации пластовых вод.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерия "применимость" приводим примеры конкретного получения состава.

Пример 1 (прототип).

К 4,5 г алкилбензолсульфоната натрия с молекулярной массой 450 550 добавляют 0,3 г ОП-10 и растворяют в 95,2 г легкой нефти и перемешивают до однородного состояния.

Пример 2 (предлагаемый).

К 6 г неонола АФ₉-4 добавляют 94 г гексановой фракции и смесь тщательно перемешивают.

Примеры 3 18 выполняют аналогично примеру 2, изменяя количественное и качественное соотношение компонентов.

Пример 19.

К 6,5 г неонола АФ₉-4 добавляют 6,5 г синтанола АЛМ-3 и затем 87 г гексановой фракции. Смесь тщательно перемешивают.

Примеры 20 24 выполняют аналогично примеру 19, изменяя соотношение компонентов.

Предлагаемый состав в пласте, смешиваясь с пластовыми водами, образует высоковязкие, стабильные эмульсии, которые закупоривают каналы для воды. Это уменьшает водоприток к скважине и, следовательно, увеличивает долю добываемой нефти. Кроме того, данный состав эффективно удаляет асфальто-смолопарафиновые отложения в призабойной зоне пласта.

Предлагаемый состав испытывают на эффективность изоляции путем определения проницаемости модели пласта по воде до и после обработки составом.

Определение проводится по следующей методике: насыпная модель нефтяного пласта в виде молотого кварцевого песка длиной 0,23 м и диаметром 0,02 м насыщается моделью пластовой воды с определенной минерализацией (с содержанием солей от 0 до 270 кг/м³) и определяется проницаемость модели по воде. После этого в модель вводится испытываемый состав в количестве 0,5 объема пор, выдерживается в течение 1 суток, после чего прокачивается модель закачиваемой воды и снова определяется проницаемость модели по воде.

Эффективность изоляции K_из определяется на основе проведенных испытаний по формуле:
где:
K₁ проницаемость модели пласта по воде до обработки изолирующим составом, мкм²;
K₂ проницаемость модели пласта по воде после обработки изолирующим составом, мкм².

Результаты испытаний приведены в таблице.

Анализ данных, представленных в таблице, показывает, что состав понижает проницаемость модели пласта по воде в пределах граничных значений компонентов за счет образования устойчивых эмульсий в водных порах в условиях высокообводненного пласта, а именно, обеспечивает снижение проницаемости по воде более, чем в 2 раза по сравнению с прототипом.

Предлагаемый состав может применяться для обработки призабойной зоны пласта с широким диапазоном минерализации пластовых вод, является стабильным в течение неограниченного времени при хранении и использовании.

Формула изобретения

Состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, включающий оксиэтилированное неионогенное поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что в качестве оксиэтилированного неионогенного поверхностно-активного вещества он содержит оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 3 5 неонол АФ₉-4 и/или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов - синтанол АЛМ-3 при следующем соотношении компонентов, мас.

Оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 3 5 - неонол АФ₉-4 и/или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов синтанол АЛМ-3 6 20
Углеводородный растворитель Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 23.04.2010

Дата публикации: 10.12.2011

---