Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти. Состав включает 5-30 мас.% олеиновой кислоты, 1-5 мас.% смеси органических сульфокислот с 10-18 углеродными атомами, 20-30 мас.% алифатического спирта, 3-10 мас.% этаноламина и пресную воду - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ и интенсификация добычи нефти за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 2 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти.

В настоящее время одним из основных требований, предъявляемым к водоизолирующим составам, являются избирательность воздействия на продуктивный пласт. Они должны изолировать приток пластовых вод, то есть пропускать через себя углеводородную составляющую (газ, нефть, газовый конденсат) и отсекать поступающую из пласта воду.

Известен состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из кремнийорганических соединений полифенилэтоксисилоксана и этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия ГКЖ-11 (SU 1078036, опубл.07.031984).

Известен состав для изоляции пластовых вод, включающий кремнийорганическую жидкость и водный раствор поливинилового спирта при их объемном соотношении 1:1 (RU 2032068, опубл. 27.03.1995).

Известен водоизолирующий состав, содержащий гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 или ГКЖ-11, водный раствор поливинилового спирта и алюмосиликатные микросферы (RU 2211306, опубл.27.08.2003).

Недостатками этих кремнийорганических составов являются их низкая селективность и высокая стоимость работ при изоляции пластовых вод, когда расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды многократно возрастают.

Известен способ ограничения водопритока и водонефтяная эмульсия, используемая в способе, включающий закачку в пласт гидрофильной водонефтяной эмульсии, содержащей водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и дисперсную фазу - нефть (SU 726305, опубл. 05.04.1980 г.). Недостатком данного способа является обводнение скважин за короткий срок из-за недостаточной вязкости выделившейся при распаде эмульсии нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по решаемой технической задаче и химическому составу является состав для изоляции водопритока в добывающие нефтяные скважины, представляющий собой водный раствор этаноламида жирной кислоты, вторичного спирта - изопропанола и многоатомного спирта - этиленгликоля (RU №2527996, опубл. 03.07.2013 г., прототип). Эффективность состава достигается избирательной изоляцией обводненных интервалов нефтяного пласта при сохранении проницаемости нефтенасыщенных. Однако состав-прототип недостаточно эффективно блокирует промытые зоны в высокопроницаемых трещиноватых коллекторах, поскольку не обеспечивает достаточную адсорбцию гидрофобизирующего компонента на поверхности породы, что сказывается, в конечном счете, на эффективности ограничения водопритока и нефтеотдачи.

Поиск новых эффективных составов для ограничения водопритока в добывающие нефтяные скважины, расширяющих арсенал известных средств указанного назначения, является актуальной задачей.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ и интенсификация добычи нефти за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов.

Технический результат достигается применением для изоляции притока воды в добывающие скважины и интенсификация добычи нефти гомогенного состава, включающего в себя олеиновую кислоту, смесь органических сульфокислот с 10-18 углеродными атомами, алифатический спирт - метанол или изопропанол, этаноламин и пресную воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Олеиновая кислота 5-30
Смесь органических сульфокислот 1-5
Этаноламин 3-10
Алифатический спирт 20-30
Пресная вода остальное.

Механизм селективного действия заявленного состава основан на избирательном образовании закупоривающего изоляционного экрана при контакте с пластовой водой. В нефтенасыщенных интервалах при контакте с нефтью состав не формирует изоляционный материал. Таким образом, композиция сама «находит» в пласте зону притока пластовой воды в скважину и блокирует его. Избирательная изоляция обводненных интервалов нефтяного пласта достигается за счет различной растворимости образующейся этаноламинной соли жирной кислоты в пластовой воде и нефти. Гомогенность состава достигается наличием определенного количества алифатического спирта, а его высокая адсорбция на поверхности породы достигается за счет органических сульфокислот, являющихся поверхностно-активными веществами.

В заявляемом композиционном составе в качестве ингредиентов использованы доступные дешевые реагенты:

Олеиновая кислота техническая по ГОСТ 7580-91,

Этаноламины по ТУ 2423-159-00203335-2004,

Метанол технический по ГОСТ 2222-95,

Изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84,

Смесь органических сульфокислот по ТУ 2481-001-13002012-2017.

Состав получают путем механического смешивания взвешенных количеств ингредиентов.

Для подтверждения эффективности применения заявляемого состава были проведены исследования на четырех одиночных моделях нефтяного пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющих собой металлическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой породой. Для создания реликтовой водонасыщенности модели под вакуумом насыщались пластовой водой. Для создания начальной нефтенасыщенности пластовую воду из порового пространства вытесняли нефтью. Вытеснение проводили до полной стабилизации фильтрационных характеристик на выходе из пористой среды. При создании остаточной нефтенасыщенности модели подключались к напорной емкости и проводилось вытеснение нефти из порового пространства модели пластовой водой. Вытеснение нефти проводили до полной обводненности продукции на выходе модели. Все этапы эксперимента проводились при температуре 26°С.

После создания остаточной нефтенасыщенности в поровом пространстве модели нефтяного пласта, в соответствии с постановкой задачи в эксперименте, с обратной стороны был введен заявляемый состав (примеры 1-3) в объеме 10% от порового объема модели и продолжено вытеснение нефти пластовой водой в первоначальном направлении. Результаты представлены в таблицах 1-3.

Пример 1. Состав содержит олеиновую кислоту (20 мас.%), смесь сульфокислот (2 мас. %), моноэтаноламин (5 мас.%), изопропанол (30 мас.%), и воду (43 мас.%). Проведено четыре эксперимента с вышеуказанным составом:

Модель №1 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей карбоновые отложения.

Модель №2 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей карбоновые отложения.

Модель №3 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей девонские отложения.

Модель №4 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей девонские отложения.

Анализ данных таблицы 1 указывает на снижение проницаемости моделей по воде от 2,94 раз (модель №4) до практически полного затухания фильтрации (модель №3).

На моделях 1 и 2 с использованием пластовой воды и нефти, отобранной из скважины, эксплуатирующей карбоновые отложения снижение проницаемости по воде составляет 9,4 и 10,4 раз соответственно. Остаточная нефтенасыщенность снизилась на 21,2-42,1%. По сравнению с прототипом водоизоляция улучшилась практически в 2 раза, а дополнительное извлечение нефти увеличилось на 10-15%.

Vпор - объем пор модели нефтяного пласта, см3;

kабс - абсолютная проницаемость (по газу), мкм2;

kвод - проницаемость модели по воде, начальная, мкм2;

Sн - максимальная (начальная) нефтенасыщенность (объем пор модели, занятый нефтью), %;

kнеф - проницаемость модели по нефти, мкм2;

Sост - нефтенасыщенность модели после вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности);

kвод.ост.н/н - проницаемость модели с остаточной нефтенасыщенностью по воде, мкм2;

Sост.кон - нефтенасыщенность модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности);

kвод.кон - проницаемость модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой, мкм.

Пример 2. Состав содержит олеиновую кислоту (30 мас.%), смесь сульфокислот (5 мас.%), диэтаноламин (10 мас.%), изопропанол (30 мас.%), и воду (25 мас.%).

Эксперименты проведены аналогично примеру 1 на тех же моделях, результаты представлены в таблице 2.

Применение вышеуказанного состава приводит к более значительному (12-13 раз) снижению проницаемости по воде, при этом нефтенасыщенность пласта снизилась максимально на 43,3% (модель 2). По сравнению с прототипом наблюдается двукратное снижение проницаемости по воде. Остаточная нефтенасыщенность (Sост.кон) снизилась по сравнению с прототипом, дополнительное извлечение нефти увеличилось до 50%.

Пример 3. Состав содержит олеиновую кислоту (5%), смесь сульфокислот (1%), триэтаноламин (3%), метанол (20%), и воду (71%). Эксперименты проведены аналогично примеру 1 на тех же моделях, результаты представлены в таблице 3.

Применение вышеуказанного состава приводит к снижению (6-7 раз) проницаемости по воде и снижению нефтенасыщенности (на 20-40%) моделей 1 и 2 пласта. Эти показатели практически совпадают с показателями прототипа. Однако, учитывая значительно более низкую концентрацию активной основы в исследуемом составе, можно сделать вывод о более эффективном воздействии состава на проницаемость по воде и нефтевытеснению.

Таким образом, предложен гомогенный селективный состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины, обладающий значительно большей водоизоляционной способностью (до 100%) по сравнению с прототипом и увеличивающий дополнительное извлечение остаточной нефти (до 50%).

1. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти, включающий жирную кислоту, алифатический спирт и пресную воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит смесь органических сульфокислот с 10-18 углеродными атомами и этаноламин, а в качестве жирной кислоты состав содержит олеиновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Олеиновая кислота 5-30
Смесь органических сульфокислот 1-5
Этаноламин 3-10
Алифатический спирт 20-30
Пресная вода Остальное

2. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти по п. 1, отличающийся тем, что этаноламин представляет собой моноэтаноламин, диэтаноламин или триэтаноламин.

3. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти по п. 1, отличающийся тем, что алифатический спирт представляет собой метанол или изопропанол.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Группа изобретений относятся к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – получение в условиях химического производства стабильной товарной формы щелочного стока производства капролактама ЩСПК, применяемой для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока в нефтедобывающей промышленности и обеспечивающей образование сополимеров сложных эфиров в результате гидролиза полиакриламида ПАА в водном растворе ЩСПК как по амидным, так и по кислотным группам, что приводит к снижению расхода ПАА.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к способам получения компонентов для буровых растворов. Технический результат – высокая пожаробезопасность и улучшенные низкотемпературные свойства компонента бурового раствора, а именно температура вспышки не ниже 80°C, температура помутнения порядка минус 68°C, предельная температура фильтруемости порядка минус 78°C и температура застывания порядка минус 79°C.

Варианты реализации изобретения относятся к композициям, содержащим отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, для применения в подземных нефтяных скважинах, а также способы их применения.

Изобретение относится к пенообразующему составу, имеющему хорошую устойчивость при низких температурах, и способу его применения для повышения нефтеотдачи. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащий один или более альфа-олефинсульфонатов - AOS, растворитель, имеющий химическую формулу C8Н18O3, C8H16O3 или их смесь, и воду.

Настоящее изобретение относится к анионно-катионно-неионогенному поверхностно-активному веществу для добычи нефти. Анионно-катионно-неионогенное поверхностно-активное вещество – АКНПАВ - для добычи нефти представляет собой одно или более соединений, представленных приведенной формулой с указанным видом и сочетанием радикалов.

Настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва пласта подземного пласта месторождения. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.

Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 13 з.п. ф-лы, 3 пр., 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти. Состав включает 5-30 мас. олеиновой кислоты, 1-5 мас. смеси органических сульфокислот с 10-18 углеродными атомами, 20-30 мас. алифатического спирта, 3-10 мас. этаноламина и пресную воду - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ и интенсификация добычи нефти за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 2 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл.

Наверх