состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины

Классы МПК:E21B43/32 предотвращение образования газового конуса или конуса обводнения вокруг скважины
Автор(ы):, , , , , ,
Патентообладатель(и):Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии,
Научно-производственное предприятие "Девон"
Приоритеты:
подача заявки:
1996-04-22
публикация патента:

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.
Рисунок 1, Рисунок 2

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

Описание изобретения к патенту

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 80oC), 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 CnH2n+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 350oC 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 Kиз определяется на основе проведенных испытаний по формуле:

состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, патент № 2099521

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.

Класс E21B43/32 предотвращение образования газового конуса или конуса обводнения вокруг скважины

способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины -  патент 2528343 (10.09.2014)
способ эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта -  патент 2527422 (27.08.2014)
способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины -  патент 2525244 (10.08.2014)
способ разработки обводненного нефтяного месторождения -  патент 2509885 (20.03.2014)
способ разработки обводненного нефтяного месторождения -  патент 2509884 (20.03.2014)
способ разработки обводненного нефтяного месторождения -  патент 2504650 (20.01.2014)
способ разработки обводненного нефтяного месторождения -  патент 2495996 (20.10.2013)
способ разработки обводненного нефтяного месторождения -  патент 2494247 (27.09.2013)
способ изоляции притока пластовых вод в скважине -  патент 2488692 (27.07.2013)
способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах -  патент 2480581 (27.04.2013)
Наверх