состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта

Формула изобретения

Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта, включающий нефтяной сульфонат, оксиэтилированные алкилфенолы и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что в качестве нефтяного сульфоната используют эмульсол СДМУ-2 или эмульсол НГЛ-205, а в качестве оксиэтилированных алкилфенолов он содержит оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Эмульсол СДМУ-2 или эмульсол НГЛ-205 - 2,0-20,0

Оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 - 2,0-15,0

Углеводородный растворитель - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны и/или нефтяного пласта в целом.

Известен состав для интенсификации добычи нефти, включающий углеводородный растворитель, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и содетергент (см. авт. свид. СССР N 1471398, МКИ E 21 B 43/22, публ. 1992 г.).

Наличие в составе содетергента приводит к его удорожанию и использование только одного вида ПАВ не позволяет подобрать состав применительно к условиям пласта, что приводит к снижению эффективности состава.

Известен состав для интенсификации добычи нефти, включающий алкилбензолсульфанаты, оксиалкилфенолы, углеводородный растворитель (см. авт. свид. СССР N 1558087, МКИ E 21 B 43/22, публ. 1988 г.).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие направленности на удаление асфальто-смолистых отложений и невозможности использовать его в водах с минерализацией свыше 60 кг/м³.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является закачиваемая в призабойную зону композиция, содержащая нефтяной или синтетический сульфонат 5-90 мас. %, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 8-16 - 5-90 мас.%, растворитель - остальное (см. патент РФ N 2065946, МКИ E 21 B 43/22, публ. 1996 г.).

В основу настоящего изобретения положена задача создать состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи, позволяющий за счет повышения вязкости и стабильности эмульсий, образуемых при смешении с водой в промытых зонах, выравнить профиль приемистости призабойной зоны и повысить охват пласта воздействием, а также вследствие гидрофобизации порогового пространства увеличить фазовую проницаемость по нефти и снизить вязкость последней, что облегчает ее извлечение.

Вышесказанное приводит в конечном итоге к увеличению нефтеотдачи пласта в условиях пластовых вод различной минерализации.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта, включающий нефтяной сульфонат, оксиэтилированные алкилфенолы и углеводородный растворитель, в качестве нефтяного сульфоната используют эмульсол СДМУ-2 или эмульсол НГЛ-205, а в качестве оксиэтилированного изононилфенола он содержит оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Эмульсол СДМУ-2 или эмульсия НГЛ-205 - 2,0 - 20,0

Оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 - 2,0 - 15,0

Углеводородный растворитель - Остальное

Введение в состав эмульсолов и оксиэтилированных изононилфенолов позволяет получить при смешении с водами различной минерализации в промытых зонах высоковязкие эмульсии и добиться значительного увеличения фазовой проницаемости за счет гидрофобизации порового пространства и снижения выноса нефти, а также дает возможность подбора состава для различных условий призабойной зоны.

Эмульсол СДМУ-2 используют по ТУ 38.101546-80, а эмульсол НГЛ-205 по ТУ 101547-80.

В качестве оксиэтилированных изононилфенолов используют:

- ОП-10 - продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, ГОСТ 8433-81;

- Неонолы АФ-9 - 4,6,10,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена по ТУ 38.507-63-300-93.

Введение в состав углеводородного растворителя обеспечивает технологичность состава - увеличивает его однородность и стабильность.

В качестве углеводородного растворителя используют:

- абсорбент по ТУ 38.103349-85;

- нефрас Hp 120/200 по ТУ 38.101809-80;

- жидкие продукты пиролиза фракции 85-230^oC и 85-270^oC по ТУ 88.402-62-144-93;

- жидкие продукты пиролиза, смолы нефтяные типа E для экспорта по ТУ 38.402-62-130-92;

- фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ 38.103579-85;

- топливо дизельное по ГОСТ 305-82;

- отработанное дизельное топливо по ТУ 6-00-0203335-41-89;

- шугуровский дистиллат по ТУ 30-0147585-018-93;

- фракция гексановая по ТУ 38.10381-83;

- фракция широких легких углеводородов по ТУ 38.101524-83.

Состав готовят смешением компонентов до получения однородного раствора в заводских условиях или непосредственно на промысле. Состав стабилен при температуре -30^o - +30^oC в течение длительного времени.

После закачки в призабойную зону или в пласт при взаимодействии с пластовой или закачиваемой водой в промытых зонах образуется высоковязкая эмульсия, которая повышает фильтрацонное сопротивление в высокопроницаемых водонасыщенных пропластах. Кроме того состав облегчает вытеснение нефти из нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластов.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно улучшить технологические свойства состава за счет увеличения стабильности, вязкости и улучшения нефтеотмывающих свойств, и повысить прирост коэффициента нефтевытеснения в условиях различной минерализации пластовых вод.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке призабойной зоны пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и эффективности обработки призабойной зоны пласта с использованием предлагаемого и известного составов.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по показателям: стабильности, вязкости и по приросту коэффициента нефтевытеснения.

Составы готовят следующим образом.

Пример 1 (заявляемый состав).

К 15,0 г неонола АФ 9-6 добавляют 2,0 г эмульсола НГЛ-205, затем 83,0 г абсорбента. Полученную смесь перемешивают до получения однородного раствора. Далее смешивают с водой с минерализацией 100 кг/м³, полученную эмульсию испытывают на устойчивость, определяют вязкость (см. табл. 1, пример 1).

Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их количественное содержание (см. табл. 1, примеры 2-9).

Пример 10 (прототип).

Как видно из данных таблицы 1, заявляемый состав устойчив, обладает высоким значением вязкости от 580 до 2520 МПас.

Для определения фильтрационного сопротивления и прироста коэффициента нефтевытеснения используют модели неоднородного по проницаемости пласта, представляющие собой линейные модели разной проницаемости, подключенные попарно к одному напорному контейнеру, длиной 0,4 м, диаметром 0,017 м, заполненные молотым кварцевым песком. Модели первоначально насыщают водой, затем нефтью. После этого проводят вытеснение нефти водой до достижения 98-100% обводненности модели большей проницаемости. Остаточная нефтенасыщенность модели малой проницаемости находится в пределах 46-52%. Затем в модели вводят оторочку состава в количестве 10% от объема пор, которую продвигают водой. В таблице 2 приведены данные по изменению проницаемостей низко- и высокопроницаемых пропластов и прирост коэффициента нефтевытеснения после обработки моделей заявляемыми и известным составом (см. таблицу 1, примеры 1, 8 и 10 соответственно).

Как видно из данных таблицы 2, после обработки заявляемыми составами проницаемость низкопроницаемой модели увеличивается, а высокопроницаемой - уменьшается в большей степени, чем при использовании известного состава, а прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 20,4-25,9%, тогда как при использовании известного состава лишь 17,7%.

Таким образом, предлагаемое изобретение обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

- увеличивается охват призабойной зоны пласта и пласта воздействием;

- повышается прирост коэффициента нефтевытеснения;

- возможно использовать состав в условиях различной минерализации пластовых вод.