состав для обработки призабойных зон скважин
| Классы МПК: | E21B43/22 с применением химикалий или бактерий |
| Автор(ы): | Ибрагимов Н.Г., Тазиев М.З., Тазиев М.М., Салихов И.М., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Сингизова В.Х. |
| Патентообладатель(и): | Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология" |
| Приоритеты: |
подача заявки:
1999-10-12 публикация патента:
27.04.2001 |
Состав относится к нефтяной промышленности, а именно к составам для обработки призабойных зон скважин с целью повышения их приемистости или продуктивности. Техническим результатом является повышение эффективности состава для обработки добывающих и нагнетательных скважин. Состав для обработки призабойных зон скважин содержит, мас.%: поликатионит не менее 0,17, неионогенное поверхностно-активное вещество не менее 0,17, хлорид калия 1,0-2,5, хлорид натрия 2,5-4,0, вода остальное. Причем в качестве указанных хлоридов может быть использован минерал сильвинит. 1 з.п.ф-лы, 3 табл.
Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3
Формула изобретения
1. Состав для обработки призабойных зон скважин, содержащий поликатионит, неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, хлорид калия и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:Поликатионит - Не менее 0,17
Неионогенное ПАВ - Не менее 0,17
Хлорид калия - 1,0 - 2,5
Хлорид натрия - 2,5 - 4,0
Вода - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит в качестве указанных хлоридов минерал сильвинит.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к составам для обработки призабойных зон скважин с целью повышения их приемистости или продуктивности. Известен состав для обработки скважин на основе неионогенных ПАВ (НПАВ) типа АФ9-12 [1]. Недостатком известного состава является его низкая эффективность в условиях глинистых коллекторов. Известен состав для обработки скважин [2], представляющий собой водный раствор реагента - понизителя набухания глин полидиметилдиаллиламмоний хлорида (ВПК-402). Недостатком известного состава является невысокая эффективность, особенно в условиях добывающих скважин, проявляющаяся низкими приростами коэффициента вытеснения нефти. Наиболее близок к предлагаемому состав для обработки призабойных зон скважин, включающий, мас.%: катионный полиэлектролит полидиметилдиаллиламмоний хлорид 2-5, хлорид калия 1.0-2.5, неионогенное ПАВ полигликоль 0.1-0.5, вода - остальное [3]. Недостатком известного состава является невысокая эффективность, особенно в условиях добывающих скважин, проявляющаяся низкими приростами коэффициента вытеснения нефти. Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности состава для обработки добывающих и нагнетательных скважин. Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойных зон скважин, содержащий поликатионит, неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, хлорид калия и воду, дополнительно содержит хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:Поликатионит - Не менее 0,17
Неионогенное ПАВ - Не менее 0,17
Хлорид калия - 1,0-2,5
Хлорид натрия - 2,5-4,0
Вода - Остальное
Причем в качестве указанных хлоридов он может содержать минерал сильвинит. Авторами в процессе эксперимента установлено, что поликатионит в смеси с неионогенным ПАВ - НПАВ, будучи растворен в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия, снижает набухание глин лучше, чем состав - наиболее близкий аналог. Также экспериментально установлено оптимальное массовое соотношение компонентов в смеси хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1. Соответственно в качестве смеси указанных хлоридов применялся минерал сильвинит, который содержит хлорид калия - не менее 20%, хлорид натрия - остальное. Состав готовят растворением навесок поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия. Эффективность предлагаемого состава доказана в лабораторных условиях. Эксперименты проводились на установке УИПК на кернах пласта БС16-22 Средне-Балыкского месторождения с остаточной нефтенасыщенностью 32 - 38%. В качестве контролируемого параметра определялся перепад давления при постоянном расходе жидкости. Сравнение эффективности реагентов осуществлялось по изменению подвижности технологических жидкостей: K2/
2:K1/1, где K и - проницаемость пористой среды и вязкость жидкости соответственно. Результаты экспериментов приведены в табл. 1. Из табл. 1 видно, что обработка пористой среды смесью поликатионита и НПАВ в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия обеспечивает кратность изменения подвижности 2,1 (опыты 1 и 12). Состав эффективнее, чем один поликатионит в водном растворе смеси хлоридов калия и натрия (кратность 1,7 - опыт 5) и тем более эффективнее, чем водный раствор смеси хлоридов калия и натрия. Опыты 1 и 12 подтверждают оптимальное соотношение хлоридов калия и натрия: от 1:4 до 1:1 и, соответственно, необходимость и достаточность содержания в составе указанных хлоридов в концентрациях хлорида калия 1,0 - 2,5 мас.% и хлорида натрия 2,5 - 4 мас.%. Опыт 10 показывает, что при уменьшении содержания хлорида калия относительно хлорида натрия до 1:9 резко снижается эффективность состава (кратность 1,7). Необходимость и достаточность концентрации поликатионита и неионогенного ПАВ в составе не менее 0,17 мас.% каждого подтверждается опытами 15 и 16. Дальнейшее уменьшение концентраций поликатионита и НПАВ нежелательно из-за явлений адсорбции реагентов; увеличивать концентрации выше 0,25% не следует, принимая во внимание стоимость реагентов. Для доказательства эффективности предложенного состава были проведены также опыты по вытеснению нефти из глинизированного полимиктового песчаника пласта БС16-22 Средне-Балыкского месторождения, со средним значением глинистости 15,7%. Параметры экспериментов и их результаты приведены в табл. 2 и 3 соответственно. Видно, что предложенный состав превосходит прототип и аналог как по приросту вытесненной нефти, так и по снижению перепада давления, т. е. эффективнее для обработки и добывающих, и нагнетательных скважин. Пример конкретного осуществления способаРастворением отвешенных количеств поликатионита и АФ9-12 в водном растворе сильвинита был приготовлен следующий состав, мас.%:
Поликатионит - 0,2
Неионогенное ПАВ - 0,2
Хлорид калия - 2,2
Хлорид натрия - 3,0
Вода - 94,4
Состав был закачан в нагнетательную скважину 2473 Абдрахмановской площади, имеющую следующие параметры:
k - исходный коэффициент приемистости, кг/с
Па - 29,810-8Zпл - отметка продуктивного горизонта, м - 1838
Zуст - отметка устья скважины, м - 100
Pуст - давление нагнетания на устье скважины до закачки, Па - 9,9
106Pуст1 - давление нагнетания на устье скважины после закачки, Па - 8,1
106dHKT - диаметр насосно-компрессорных труб, м - 0,075
Kш - коэффициент шероховатости НКТ, м - 5
10-7p- вязкость закачиваемого раствора, мПас - 1,2
p- плотность раствора, кг/м3 - 1080Рпл - пластовое давление, Па - 8,1
106М - темп закачки, кг/с - 5
Коэффициент гидравлического сопротивления при закачке раствора:
= 0.067(124d/M+2Kш/d)0.2 = 0,067(1240,0751,210-3/5+250 10-6/0,075)0,2 =0,027Давление на забое скважины до обработки:
Давление на забое скважины после обработки:
Изменение забойного давления
Pзаб.= P1заб. - P2заб. = 29,7106 - 26,4106 = 3,3106 ПаФактическая приемистость скважины
M2 = M1+
M = 5 + 29,8 10-8 3,3106 = 5,9834Прирост темпа нагнетания
что доказывает высокую эффективность процесса. Источники информации
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985. 2. Патент США N 4374739, E 21 B 43/25, 22.02.1983. 3. Патент РФ 2083808, E 21 B 43/22, 10.07.1997.
Класс E21B43/22 с применением химикалий или бактерий