Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин


 


Владельцы патента RU 2527424:

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО Опытный завод НЕФТЕХИМ (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью. Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин, содержащий натриевую соль нафтеновых кислот и воду, дополнительно содержит соапсток, омыленный натриевой щелочью, оксиалкилированный алкилфенол и метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: соапсток, омыленный натриевой щелочью 35-40, натриевая соль нафтеновых кислот 10-15, оксиалкилированный алкилфенол 5, метанол 20, вода 20-25. Технический результат - повышение осадкообразующих нефтеотмывающих свойств и отмывающих и диспергирующих свойств по отношению к АСПО. 3 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью.

При разработке таких залежей заводнением со временем происходит обводнение добываемой продукции из-за прорывов вытесняющей воды по наиболее проводящим каналам продуктивного пласта.

Для исключения такого явления проводят необходимые мероприятия по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин и водоизоляции. Кольматация водоносного пласта может происходить в процессе выпадения нерастворимых осадков в поровом пространстве коллектора при контакте с пластовой водой.

Известно, что хорошим осадкообразующим свойством обладают реагенты на сульфонатной основе и раствора хлорида кальция. Вместо сульфонатных растворов используют растворы лигносульфоната и раствор соды. Для повышения гелеобразующих свойств на основе лигносульфонатов используют алюмохлорид, сульфат алюминия.

При взаимодействии сернокислого алюминия с пластовой водой выпадает осадок гидроокиси алюминия. Вязкая масса закупоривает промытые водой каналы, а непромытые нефтенасыщенные зоны включаются в разработку [Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов А.А. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983. - 312 с].

В качестве осадкообразующих реагентов применялись растворы гипана и метакриловой кислоты [С.А. Демахин, А.Г. Демахин. Химические методы ограничения водопритока в нефтяные скважины. - М.: Недра, 2011. - 96 с].

К селективным методам ограничения водопритока можно также отнести использование составов на основе пересыщенных растворов твердых углеводородов, парафинистых отложений в нефти, натриевых солей нафтеновых кислот [В.И. Токунов, А.З. Саушин. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. - М., Недра 2004 г. - 710 с]. Недостатком известного способа является его низкая эффективность по причине проведения мероприятий только в нагнетательных скважинах и значительные затраты на содержание оборудования.

Известен осадкообразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий в качестве полимера акрилового ряда полимер водный всесезонный (ПВВ), в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) низкозастывающую легкоплавкую товарную форму НПАВ-СНО-3Б, в качестве сшивающего агента - дистиллерную жидкость или хлористый кальций или хлористый магний, и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: ПВВ 3-10, НПАВ СНО-3Б 1-5, дистиллерная жидкость или хлористый кальций или хлористый магний 5-10, вода - остальное [Патент RU №2386664, 2010 г.].

Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий закачку раствора силиката щелочного металла и минерализованной воды через нагнетательные скважины. Перед закачкой раствор силиката щелочного металла и минерализованной воды смешивают до коллоидного состояния. В качестве раствора силиката щелочного металла используют раствор этого силиката в воде с концентрацией 0,05-20 вес.%. В качестве минерализованной воды используют пластовые и сточные воды, содержащие неорганические соли, с минерализацией 2,5-15,0 вес.% [Патент RU №2133825,1999 г.].

В качестве оторочки с нефтеотмывающими свойствами применяют водный раствор щелочной стока производства капролактама (ЩСПК) с его концентрацией не менее 10% [Патент RU №2387814, 2010 г.].

Наиболее близким аналогом изобретения в качестве осадкообразующего реагента является водный раствор нафтената натрия (асидол-мылонафта). Одновременный ввод водного раствора асидол-мылонафта и водного раствора хлористого кальция (10-15%) при взаимодействии в пласте образуют пластичный осадок, динамические характеристики которого отличны от свойств технической воды [Патент RU №2169261, 2001 г.]

Задачей заявляемого изобретения является разработка рецептуры осадкообразующего реагента для выравнивания профиля приемистости скважин и увеличения нефтеотдачи и одновременно отмыва скважины от нефтепродуктов.

Техническим результатом изобретения является повышение осадкообразующих и нефтеотмывающих свойств, а также свойств отмывать и диспергировать асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), в результате чего достигается более полный охват пласта заводнением.

Указанный технический результат достигается тем, что осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин, содержащий натриевую соль нафтеновых кислот и воду, согласно изобретению дополнительно содержит соапсток, омыленный натриевой щелочью, оксиалкилированный алкилфенол и метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соапсток, омыленный натриевой щелочью 35-40
натриевая соль нафтеновых кислот 10-15
оксиалкилированный алкилфенол 5
метанол 20
вода 20-25

Закачка оторочки на основе осадкообразующего реагента обеспечивает очистку призабойной зоны скважины от механических примесей, устойчивых нефтяных эмульсий, АСПО, способствует растворению и выносу карбонатной составляющей, а также увеличению нефтеотдачи пластов.

Дополнительным эффектом является эффект от селективной реакции осадкообразующего реагента с пластовой водой или газом. В результате образуется экран из пластичной массы. Поочередная закачка растворов осадкообразующего реагента и хлористого кальция, обеспечивает возможность регулирования момента начала реакции осадкообразования.

Существенные отличия предлагаемого реагента.

Осадкообразующий реагент имеет в своем составе не только соли нафтеновых кислот, но и соли растительных жиров, увеличивающих отмывающий эффект, а также способствующих выпадению осадка в слабоминерализованных водах. Реагент представляет собой однородную жидкость, легко растворяется в воде, технологичен. Для закачки применяется стандартное нефтепромысловое оборудование, обеспечивающее транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку рабочих жидкостей в скважину.

В результате гидролиза натриевых солей органических кислот, входящие в состав породы глинистые вещества теряют межслоевую воду и способность к набуханию.

Преимущества предлагаемого реагента.

Синтез активной части реагента проводится на основе отхода производства, а именно соапстока - отстоя, образующегося в результате щелочного рафинирования растительных масел и жиров, что обеспечивает его низкую стоимость.

Соапсток омыляют натриевой щелочью концентрации 36% в равном объеме, затем добавляют натриевую соль нафтеновых кислот (мыло-нафт) 10-15%, а также НПАВ, представляющий собой оксиалкилированный алкилфенол - 5%. Растворителем является метанол 20% и вода 20-25%.

Реагент обладает отличными свойствами отмывать и диспергировать АСПО, эффект составляет до 90%. Это качество необходимо с целью применения его на нагнетательных скважинах, а также при переводе скважин из добывающего фонда в нагнетательный.

Осадок, полученный в результате взаимодействия раствора реагента, имеет пластичную структуру, не разрушаемую водой. Осадок разрушается со временем в нефти, что дает возможность его использования на добывающих скважинах для выравнивания профиля приемистости во время кислотных обработок.

Поочередная закачка растворов осадкообразующего реагента и хлористого кальция, обеспечивает возможность регулирования момента начала реакции реагентов.

Реагент не вызывает выпадения нерастворимых минеральных солей при взаимодействии с высокоминерализованными водами. Осадкообразующий реагент обладает одновременно нефтеотмывающим свойством, способностью растворять отложения АСПО и образовывать экран из вязкопластичной массы при смешении с пластовой водой.

Изобретение иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Для синтеза активной части на основе омыленной части растительных жирных кислот смешивают равные объемы 30% раствора соапстока в воде и 36% раствора натриевой щелочи. Затем для приготовления композиции конечного продукта смешивают соапсток, омыленный натриевой щелочью, в количестве 40 мас.%, натриевую соль нафтеновых кислот в количестве 10 мас.%, воду в количестве 25 мас.%, оксиалкилированный алкилфенол - 5% и метанол в количестве 20 мас.%.

Пример 2. Для синтеза активной части на основе омыленной части растительных жирных кислот смешивают равные объемы 30% раствора соапстока в воде и 36% раствора NaOH. Затем для приготовления композиции конечного продукта смешивают соапсток, омыленный натриевой щелочью, в количестве 40 мас.%, натриевую соль нафтеновых кислот в количестве 15 мас.%, воду в количестве 20 мас.%, оксиалкилированный алкилфенол - 5% и метанол в количестве 20 мас.%.

Пример 3. Для синтеза активной части на основе омыленной части растительных жирных кислот смешивают равные объемы 30% раствора соапстока в воде и 36% раствора NaOH. Затем для приготовления композиции конечного продукта смешивают соапсток, смыленный натриевой щелочью, в количестве 35 мас.%, натриевую соль нафтеновых кислот в количестве 15 мас.%, воду в количестве 25 мас.%, оксиалкилированный алкилфенол - 5% и метанол в количестве 20 мас.%.

Результаты исследований приведены в таблице. Представленные данные показывают, что заявляемый реагент обладает хорошими осадкообразующими свойствами, а также свойством отмывать и диспергировать АСПО.

Для образования осадка использовали 30%-ный раствор реагента в пресной воде и пластовую воду плотностью не менее 1,02 г/см3. Соотношение 1:4.

Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин, содержащий натриевую соль нафтеновых кислот и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит соапсток, омыленный натриевой щелочью, оксиалкилированный алкилфенол и метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соапсток, омыленный натриевой щелочью 35-40
натриевая соль нафтеновых кислот 10-15
оксиалкилированный алкилфенол 5
метанол 20
вода 20-25



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к полимерным реагентам, входящим в состав буровых растворов. Реагент для обработки бурового раствора, полученный модификацией карбоксиметилцеллюлозы КМЦ в растворителе путем обработки суспензии КМЦ агентом-модификатором, выдерживания реакционной массы при нагревании, отделения продукта с помощью фильтра-пресса и сушки, где суспендируют КМЦ размером не более 200 мкм в хлороформе, в качестве агента-модификатора используют 1.1.5-тригидроперфторпентилхлорсульфит в виде раствора в хлороформе, а указанную обработку осуществляют в присутствии диметилформамида при температуре -10 - (-5)°С.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления АВПД.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин. Состав содержит 20-25 мас.% бентонитовой глины, 55-60 мас.% углеводородной фракции, 5-10 мас.% соды кальцинированной и 5-15 мас.% портландцемента. Техническим результатом является повышение эффективности ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах и увеличение продолжительности их межремонтного периода. 2 пр.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена. Также описан способ получения такого материала, включающий получение смеси олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена путем смешивания дициклопентадиена с метакриловыми эфирами и полимерными стабилизаторами, представленными в п.2 формулы изобретения, нагрева этой смеси до температуры 150-220°C и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°С. В полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена последовательно вводят радикальный инициатор и катализатор, представленные в п.2 формулы изобретения. Далее в полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры. Технический результат заключается в повышении термопрочности материала проппанта, обеспечивающего прочность на сжатие не менее 150 МПа при температуре не ниже 100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 36 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду. При этом в качестве амидов жирных кислот состав содержит 40-50 мас.% этаноламидов жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены 10-20 мас.% вторичных и 10-20 мас.% многоатомных спиртов. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 1 пр., 1 табл., 4 ил.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности при снижении расхода полимера в отношении добытой нефти. 10 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности при воздействии высоких температур, засоленности, давлений и концентрации двухвалентных ионов. 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 18 пр.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, внутри затрубного пространства или трубопровода с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение производительности и эффективности выделения нефти после транспортировки. 2 н. и 1 3 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 пр., 3 ил.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды. Способ получения устойчивой пены из водных жидкостей путем объединения указанных водных жидкостей с газом в присутствии углеводородных жидкостей с помощью указанного выше пенообразователя. Способ удаления нагрузки по жидкости из газовых скважин включает добавление в газовые скважины пенообразователя, полученного указанным выше способом, и удаление из этих скважин устойчивой пены, как только она образуется. Способ разрыва с помощью пены при операциях бурения включает добавление пенообразователя, полученного по указанному выше способу, в скважину во время ее бурения. Способ подъема образовавшихся жидкостей на поверхность нефтяных скважин включает добавление в эти скважины, имеющие жидкости, пенообразователя, полученного указанным выше способом, и подъем на поверхность этих скважин образовавшихся жидкостей после их соединения с указанным пенообразователем. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности в присутствии больших количеств углеводородов. 5 н. и 18 з. п. ф-лы. 7 табл., 6 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления. Способ обработки призабойной зоны слабосцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления включает спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной поверхностно-активным веществом и гидрофобизирующей добавкой и загущенной двухпроцентным раствором карбоксиметилцеллюлозы, последующий подъем гибкой трубы до нижних отверстий интервала перфорации, закачивание через гибкую трубу в интервал перфорации при медленном подъеме гибкой трубы до верхних отверстий интервала перфорации со скоростью 2 м/с кислотного состава, содержащего следующие компоненты, мас.%: лимонная кислота 10-20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1-2; трилон Б 0,2-0,5; вода остальное, в объеме 0,2-0,5 м3 эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством буферной жидкости или инертного газа, последующий подъем гибкой трубы и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Состав для селективных ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает 10 об.% гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об.% этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об.% диатомита. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой. Состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ нефтенол ВВД или неионогенное ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфанола, или NPS-6, карбамид, воду, сухокислотный реагент нетрол, % мас.: нефтенол ВВД 1,0-5,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное или указанное неионогенное ПАВ 1,0-2,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное, или указанное неионогенное ПАВ 1,0-2,0, указанное анионактивное ПАВ 0,5-1,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное. 8 пр., 1 табл., 3 ил.
Наверх