Стимулятор продуктивности нефтеносного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к целевым добавкам к технологическим жидкостям глушения, освоения и заканчивания скважин. Технический результат - стимулирование продуктивности нефтегазоносного пласта за счет совмещения технологических операций с мягкой обработкой породы, позволяющей увеличить фазовую проницаемость, гидрофобизировать обработанную поверхность, удалить капиллярно-связанную воду из пор пласта, удалить осадки и предотвратить их дальнейшее образование. Стимулятор продуктивности нефтеносного пласта, служащий как добавка к технологическим жидкостям, содержит, мас.%: неорганическую соль или смесь солей не менее 70; неионогенное или катионное поверхностно-активное вещество ПАВ с деэмульгирующими и гидрофобизирующими свойствами или смесь указанных ПАВ не менее 1; кислоту не менее 3; глюконат натрия не менее 1. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к составам для приготовления различных технологических жидкостей.

В настоящее время известно значительное количество составов, применяемых в качестве добавок к технологическим жидкостям с целью предотвращения выпадения осадков в призабойной зоне скважины и стабилизации и модификации фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта.

Так, в патенте РФ №2385893 предлагается добавлять в технологические жидкости поверхностно-активные вещества (ПАВ) на основе смеси четвертичных алкил-аммонийных соединений с разной молекулярной массой и разной длиной алкильного радикала. Однако добавление только ПАВ не придает технологическим жидкостям всех необходимых свойств (ингибирования, солеотложения и т.д.).

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта (патент РФ №2506298), содержащий хлорид калия или хлорид натрия, ингибиторы солеотложения - сухую смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфорной кислот и гидрофобизатор в виде сухой смеси, содержащей в качестве активного вещества алкилированные третичные амины либо их соли, либо соли аммония либо хлорид алкилтриметиламмония при следующем соотношение компонентов, мас.%:

хлорид калия или хлорид натрия 50
оксиэтилидендифосфорная кислота 20
нитрилотрифосфоновая кислота 5
гидрофобизатор 25

Известный модификатор частично решает задачу минимизации отрицательного воздействия на продуктивный пласт технологических жидкостей, но не позволяет активно воздействовать на пласт.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является стимуляция продуктивности нефтегазового пласта, при этом технический результат, достигаемый при решении такой задачи, состоит в повышении активности воздействия на матрицу пласта, расширении глубины охвата обрабатываемой зоны пласта, а также в возможности изменения фазовой проницаемости и гидрофобизации породы пласта.

Поставленный результат достигается за счет использования стимулятора продуктивности пласта, содержащего в своем составе неорганические соли, например хлориды калия, или натрия, или кальция, или магния, или цинка или их смеси, неионогенное или катионоактивное поверхностно-активное вещество (ПАВ) с деэмульгирующими и гидрофобизирующими свойствами и, дополнительно, реагирующую с породой кислоту, в качестве которой может быть использована, например, органическая или неорганическая кислота - сильная, средняя и слабая или их смесь, и глюконат натрия, при этом содержание неорганических солей - не менее 70 мас. %, поверхностно-активных веществ - не менее 1 мас. %, кислоты - не менее 3 мас. %, глюконата натрия - не менее 1 мас. %.

Достижение поставленного результата обусловлено включением в состав стимулятора кислоты (или кислот) и глюконата натрия, которые способствуют возникновению синергетического эффекта, вызванного их совместным присутствием.

Нижняя граница содержания ПАВ, кислоты и глюконата натрия обусловлена тем, что при более низкой концентрации указанные вещества не проявляют свои свойства в полной мере.

Так, наличие в составе кислот позволяет увеличить время реагирования с породой и добиться более глубокого и равномерного охвата обрабатываемой зоны. В качестве кислот могут быть использованы, например, следующие: ингибированная соляная кислота по ТУ 2112-131-05807960-97, ТУ 6-01-04689381-85-92, кислота фтористоводородная по ГОСТ 2567-89, ГОСТ 10484-78, ТУ 6-09-2622-88, ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 113-08-523-82, ТУ 95-157-90, смесь галоидоводородных кислот, ортофосфорная кислота по ГОСТ 10678-76, кислота уксусная по ГОСТ 61-75, кислота лимонная по ГОСТ 3562-69, кислота борная по ГОСТ 9656-76, хлоруксусная кислота по ТУ 2431-286-05763458-00, муравьиная кислота по ГОСТ 5448-73, щавелевая кислота по ГОСТУ 22180-76 или по ТУ 243-001-55980238-02 или ТУ6-36-0204229-1047-91, сульфаминовая кислота по ТУ 2121-083-05800142-2011.

Глюконат натрия (соль натрия и глюконовой кислоты с формулой HOCH2(CHOH)4COONa) предотвращает солеобразование, подавляет образование осадков, выступает комплексообразователем для двух- и трехвалентных катионов металлов (Са2+, Mg2+, Fe3+, Al3+), деминерализует, смягчает растворы, усиливая, тем самым, действие ПАВ. Является ингибитором коррозии.

Присутствующие в составе неорганические соли служат для нанесения на них необходимого количества поверхностно-активных веществ и кислот и превращения путем высушивания в сухую форму, а также способствуют обработке глинистой составляющей пластов (ингибированию, глинонабуханию).

Неионогенные или катионные ПАВ или их смесь обеспечивают деэмульгирующие и гидрофобизирующие свойства, низкое межфазное натяжение, устойчивость к высаливанию и коагуляции растворов, замедляют скорость реагирования кислот с породой, что позволяет добиться глубокой и равномерной обработки призабойной зоны пласта. Могут быть использованы, в частности, следующие ПАВ: неонол АФ 9-12 по ТУ 38.507-63-171-91, неонол АФ 9-6, АФ 9-4 по ТУ 38.50724-87, сульфонол ТУ 2481-009-14331137-2011, реагент СНПХ - 8903А по ТУ 2458-314-05765676-2006, катамин АВ по ТУ 9392-098-56856807-2011, ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89, РПХ-10 по ТУ 2458-001-72765937-05, ДОН-26 и ДОН-95 или Катапав по ТУ 2484-006-04706205-93, нефтенол ГФ по ТУ 2484-035-17197709-97 и другие.

Заявленный стимулятор может готовиться как на промыслах, так и в условиях промышленного производства. Может иметь как жидкую (водный концентрат), так и сухую форму.

Стимулятор используется в качестве добавки, при приготовлении технологических жидкостей (жидкости глушения, освоения, первичного и вторичного пласта, промывочной жидкости).

Примеры использования стимулятора продуктивности нефтяного пласта в качестве добавки к жидкостям глушения в ОАО "Томскнефть", который обозначался как ГР-1, представлены в таблице 3. Для анализа также взяты скважины, заглушенные жидкостью глушения без химических реагентов (табл. 1) и заглушенные жидкостью глушения с добавлением реагента Акватек (табл. 2). Скважины взяты без смены насоса и проведения ОПЗ (обработок призабойной зоны).

В Таблице 4 приведены конкретные составы заявленного стимулятора, которые использовались на данных скважинах под условным обозначением ГР-1.

Из результатов видно, что применение стимулятора позволяет не только исключить отрицательное воздействие технологической жидкости на пласт, но и провести одновременно с глушением мягкую, щадящую обработку пласта, что и приводит к повышению нефтеотдачи, сокращению времени выхода скважины на режим.

8:

1. Стимулятор продуктивности нефтеносного пласта, служащий как добавка к технологическим жидкостям, содержащий неорганическую соль или смесь солей, неионогенное или катионное поверхностно-активное вещество ПАВ с деэмульгирующими и гидрофобизирующими свойствами или их смесь и дополнительно кислоту или смесь кислот и глюконат натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %, не менее:

неорганическая соль или смесь солей 70
указанное ПАВ или их смесь 1
кислота 3
глюконат натрия 1

2. Стимулятор по п. 1, в котором неорганическая соль выбрана из группы: хлорид калия, хлорид натрия, хлорид кальция, хлорид цинка.

3. Стимулятор по п. 1, в котором кислота выбрана из группы: сильная, средняя или слабая кислота или их смесь в любом сочетании.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки.

Группа изобретений относится к бурению скважин и разработке месторождений углеводородов. Технический результат – разложение жидкости обработки при конкретных температурных условиях с одновременным ее удешевлением и возможностью использовать ее в больших количествах.

Изобретение может быть использовано при утилизации отходов промышленного производства. Шлак производства феррованадия силикоалюминотермическим способом используют в качестве нейтрализующего материала для рекультивации закисленных почв терриконников.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат оптимизация прогнозируемых эксплуатационных характеристик: прочности, модуля упругости, времени потери текучести/или загустевания с учетом индекса реакционной способности. 6 н. и 31 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл., 4 ил.

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, где присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, имеющий формулу I где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород, метильную группу или гидроксиэтильную группу; R4, R5 и R6 представляют собой по отдельности водород или гидроксигруппу, при условии, что по меньшей мере один из R4, R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу, при этом алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение контроля подвижности. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.
Настоящее раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта, включающего использование жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей быстрорастворимый и легко диспергируемый неочищенный простой эфир полигалактоманнана. Технический результат – повышение эффективности обработки. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 4 табл.

Изобретения могут быть использованы в нефтегазовой промышленности при транспортировке нефти и газа для защиты стальных емкостей и труб. Композиция покрытия от проникновения сероводорода (H2S) содержит, по меньшей мере, один эпокси-функциональный полимер, по меньшей мере, одно металлсодержащее соединение в количестве, достаточном для взаимодействия с H2S с образованием сульфида металла, и, по меньшей мере, один отверждающий агент. Способ защиты стальной основы от проникновения H2S включает стадии, на которых обеспечивают стальную основу, наносят на стальную основу композицию покрытия и отверждают композицию с образованием покрытия, устойчивого к проникновению H2S. В предпочтительных вариантах эпокси-функциональный полимер является глицидилированным и выбранным из глицидилированных новолачных или крезольных новолачных смол, глицидилированных полиаминов или их смесей. Металлсодержащее соединение выбирают из оксида, карбоната, сульфата, фосфата, карбоксилата Fe(II), Fe(III) или Zn(II) или их смесей. Изобретения обеспечивают повышение защиты и устойчивости стальной основы к проникновению H2S. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 табл., 5 пр.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин. Состав содержит, мас. %: полиэтиленгликоль-4000 – 30-49,9 и поливиниловый спирт марки 18/11 – 10-15, дополнительно содержит карбонат калия или карбонат натрия – 10-15, силикат натрия – 10-15, ОП-10 – 20-35 и индулин – 0,1-1.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкости на водной основе для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин при наличии сероводорода и высокой температуры, обладающей регулируемой и повышенной вязкостью, термостойкостью, морозостойкостью, стойкостью к сероводородной и коррозионной агрессии, снижением токсичности используемых реагентов, и может быть использовано при промывке и проведении ремонтных работ. Технический результат - расширение области применения жидкостей для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин на месторождениях в условиях сероводородной, коррозионной агрессии и высоких температур с регулированием плотности и улучшенными структурно-реологическими свойствами. Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая биополимер на основе ксантановой смолы биоксан, понизитель фильтрации, биоцид и воду, содержит в качестве понизителя фильтрации - Полицелл КМЦ, биоцида - Remacid и дополнительно формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит при следующих соотношениях компонентов, масс. %: биоксан 0,3-0,8, Полицелл КМЦ 0,5-3,0, Remacid 0,1-0,2, формиат натрия 10-40,0, гидроокись натрия 0,1-0,2, диэтаноламин 2,0-20,0, сидерит 5,0-20,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.
Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение реологических и фильтрационных свойств буровых растворов и снижение фильтрации в 1,5-3 раза при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига и условной вязкости пресных и слабоминерализированных растворов, возможность бурения в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по первому варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 20; карбоксиметилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал 2-2,5; талловый пек 2-5; воду остальное. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по второму варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-50; талловый пек 3-5; алюминий сернокислый 3-5; воду остальное. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по третьему варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-35; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал 2,5-4; талловый пек 2,5-3,5; алюминий сернокислый 3-4; вода остальное. 6 н.п. ф-лы.

Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности заводнения. 20 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям. Композиция содержит способные расширяться полимерные микрочастицы, содержащие полимеры на основе акриламида, перекрестно сшитые с помощью неустойчивых сшивающих агентов и стабильных сшивающих агентов. Указанные полимеры обладают способностью вступать в реакцию переамидирования. Микрочастицы смешаны с жидкостью и не вступавшим в реакцию третичным сшивающим агентом, который содержит полиэтиленимин ПЭИ («PEI»). Третичный сшивающий агент обладает способностью далее ковалентно сшивать указанные микрочастицы посредством реакции переамидирования при температуре 150-190°F после разрушения нестойкого сшивающего агента с образованием стабильного геля. Изобретение позволяет получать стабильные гели, стабилизированные и менее восприимчивые к потере жидкости или устойчивые к вымыванию последующими закачками жидкости. 5 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл., 8 пр.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным тампонажным составам на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности при бурении и ремонте нефтяных, газовых и водных скважин. Предложенный ремонтно-изоляционный тампонажный состав содержит, мас.%: оксид магния - 36,76-34,91, семиводный сульфат магния - 0,37-0,33, гексаметафосфат натрия - 3,7-0,1, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 1,7-0,1, хлорид магния - 33,09-31,42, карбонат цинка и/или сульфат марганца - 3,68-3,49, вода - остальное. Техническим результатом является повышение прочности изоляционного материала на изгиб, устойчивости при воздействии водной среды в температурном диапазоне от минус 5°C до 35°C, при одновременном отсутствии потерь прочностных характеристик состава в условиях заводненности. 20 ил., 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к целевым добавкам к технологическим жидкостям глушения, освоения и заканчивания скважин. Технический результат - стимулирование продуктивности нефтегазоносного пласта за счет совмещения технологических операций с мягкой обработкой породы, позволяющей увеличить фазовую проницаемость, гидрофобизировать обработанную поверхность, удалить капиллярно-связанную воду из пор пласта, удалить осадки и предотвратить их дальнейшее образование. Стимулятор продуктивности нефтеносного пласта, служащий как добавка к технологическим жидкостям, содержит, мас.: неорганическую соль или смесь солей не менее 70; неионогенное или катионное поверхностно-активное вещество ПАВ с деэмульгирующими и гидрофобизирующими свойствами или смесь указанных ПАВ не менее 1; кислоту не менее 3; глюконат натрия не менее 1. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

Наверх