RU2099521C1 - Compound for shutoff of water inflows to oil well - Google Patents
Compound for shutoff of water inflows to oil well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2099521C1 RU2099521C1 RU96107990A RU96107990A RU2099521C1 RU 2099521 C1 RU2099521 C1 RU 2099521C1 RU 96107990 A RU96107990 A RU 96107990A RU 96107990 A RU96107990 A RU 96107990A RU 2099521 C1 RU2099521 C1 RU 2099521C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- shutoff
- neonol
- ethoxylated
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изоляции притока вод в нефтяные скважины, а также для обработки призабойной зоны. The invention relates to the oil industry and is intended to isolate the influx of water into oil wells, as well as for processing the bottom-hole zone.
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.A known composition for isolating water inflows into oil wells, including liquid petroleum hydrocarbons and a structurant lithium tert-butylate and C 4 -C 11 trialkyl borate [1] This composition contains such scarce and expensive components as lithium tert-butylate and C 4 -C 11 trialkyl borate, has a short time structure formation (1 hour), for which it is difficult to prepare and pump the composition. In addition, the composition is stable for a short period of time.
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.A known composition for isolating water inflow into wells, including the product of oxidative degradation of diene-containing rubbers in a hydrocarbon liquid and sulfuric acid [2] The disadvantages of the composition are: non-selectivity, limited use due to the temperature of formation of plugging gel (above 80 o C), the risk of corrosion of equipment due to sulfur content acids.
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).Closest to the proposed invention is a composition for isolating water inflow into a well, including alkylbenzenesulfonates, oxyalkyl phenols of the type OP-10 and a hydrocarbon solvent [3]
The known composition has the following disadvantages:
It is ineffective for highly watered formations;
includes scarce and expensive alkylbenzenesulfonates;
tends to stratify;
It works in low-mineralized formation waters (up to 60 kg / m 3 ).
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. The composition of the present invention is to create a composition for isolating water inflows into oil wells, effective in conditions of heterogeneous high-water formations with a wide range of formation water salinity.
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.The problem is solved in such a way that the composition for isolating water inflow into wells, including an ethoxylated nonionogenous surfactant and a hydrocarbon solvent, contains ethoxylated isononylphenol with an ethoxylation degree of 3 as an ethoxylated nonionic surfactant
5 neonol AF 9 -4 and / or monoalkyl ether of polyethylene glycol based on primary fatty alcohols syntanol ALM-3 in the following ratio of components, in mass.
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.Neonol AF 9 -4 and / or syntanol ALM-3 6 20
Hydrocarbon solvent rest
Ethoxylated izononilfenol with a degree of ethoxylation issued May 3 TU 38507-63-300-93 and has a technical name neonol AF 9 -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.).Polyethylene glycol monoalkyl ether based on primary fatty alcohols of the general formula C n H 2n + 1 O (C 2 H 4 O) m H, where n 10 18,
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.As a hydrocarbon solvent, the composition contains a hexane fraction according to TU 38.10381-77, or kerosene according to OST 38.01408-86, or diesel fuel according to GOST 305-82, or a wide fraction of light hydrocarbons (NGL) according to TU 38-101524-93, or heavy distillate a product of the processing of bitumen oils with a boiling point of 240,350 o C according to TU 39-0147585-018-93, or nefras C 150/220 according to TU 38-1011026-85, or nefras Ap 120/200 according to TU 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. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely, to obtain a composition for isolating water inflows into oil wells, effective in conditions of heterogeneous high-water formations with a wide range of formation water mineralization.
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". An analysis of the known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object with the claimed combination of features and the presence of the above properties and advantages, which allows us to conclude that the invention meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерия "применимость" приводим примеры конкретного получения состава. To prove the conformity of the claimed invention, the criterion of "applicability" are examples of specific preparation.
Пример 1 (прототип). Example 1 (prototype).
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. 0.3 g of OP-10 is added to 4.5 g of sodium alkylbenzenesulfonate with a molecular weight of 450,550 and dissolved in 95.2 g of light oil and mixed until homogeneous.
Пример 2 (предлагаемый). Example 2 (proposed).
К 6 г неонола АФ9-4 добавляют 94 г гексановой фракции и смесь тщательно перемешивают.To 6 g of neonol AF 9 -4 add 94 g of the hexane fraction and the mixture is thoroughly mixed.
Примеры 3 18 выполняют аналогично примеру 2, изменяя количественное и качественное соотношение компонентов. Examples 3 to 18 perform analogously to example 2, changing the quantitative and qualitative ratio of components.
Пример 19. Example 19
К 6,5 г неонола АФ9-4 добавляют 6,5 г синтанола АЛМ-3 и затем 87 г гексановой фракции. Смесь тщательно перемешивают.To 6.5 g of neonol AF 9 -4, 6.5 g of syntanol ALM-3 and then 87 g of hexane fraction are added. The mixture is thoroughly mixed.
Примеры 20 24 выполняют аналогично примеру 19, изменяя соотношение компонентов. Examples 20 to 24 perform analogously to example 19, changing the ratio of components.
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. The proposed composition in the reservoir, mixing with formation water, forms highly viscous, stable emulsions that clog water channels. This reduces the flow of water to the well and, therefore, increases the proportion of oil produced. In addition, this composition effectively removes asphalt-resin-paraffin deposits in the bottomhole formation zone.
Предлагаемый состав испытывают на эффективность изоляции путем определения проницаемости модели пласта по воде до и после обработки составом. The proposed composition is tested for insulation efficiency by determining the permeability of the reservoir model in water before and after treatment with the composition.
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.The determination is carried out according to the following methodology: a bulk model of an oil reservoir in the form of ground quartz sand with a length of 0.23 m and a diameter of 0.02 m is saturated with a model of produced water with a certain salinity (with a salt content of 0 to 270 kg / m 3 ) and the permeability of the model is determined on water. After that, the test composition in the amount of 0.5 pore volume is introduced into the model, maintained for 1 day, after which the model of injected water is pumped and the model's water permeability is determined again.
Эффективность изоляции Kиз определяется на основе проведенных испытаний по формуле:
где:
K1 проницаемость модели пласта по воде до обработки изолирующим составом, мкм2;
K2 проницаемость модели пласта по воде после обработки изолирующим составом, мкм2.The insulation efficiency K of is determined on the basis of tests performed by the formula:
Where:
K 1 the permeability of the reservoir model in water before treatment with an insulating composition, μm 2 ;
K 2 the permeability of the reservoir model in water after treatment with an insulating composition, μm 2 .
Результаты испытаний приведены в таблице. The test results are shown in the table.
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. An analysis of the data presented in the table shows that the composition reduces the water permeability of the reservoir model within the boundary values of the components due to the formation of stable emulsions in water pores in conditions of a highly watered reservoir, namely, it reduces water permeability by more than 2 times Compared to the prototype.
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. The proposed composition can be used to treat the bottom-hole zone of the formation with a wide range of mineralization of formation water, is stable for unlimited time during storage and use.
Claims (1)
Углеводородный растворитель ОстальноеEthoxylated isononylphenol with a degree of hydroxyethylation 3 5 - neonol AF 9 -4 and / or monoalkyl ether of polyethylene glycol based on primary fatty alcohols syntanol ALM-3 6 20
Hydrocarbon solvent
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96107990A RU2099521C1 (en) | 1996-04-22 | 1996-04-22 | Compound for shutoff of water inflows to oil well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96107990A RU2099521C1 (en) | 1996-04-22 | 1996-04-22 | Compound for shutoff of water inflows to oil well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2099521C1 true RU2099521C1 (en) | 1997-12-20 |
| RU96107990A RU96107990A (en) | 1998-03-10 |
Family
ID=20179704
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96107990A RU2099521C1 (en) | 1996-04-22 | 1996-04-22 | Compound for shutoff of water inflows to oil well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2099521C1 (en) |
-
1996
- 1996-04-22 RU RU96107990A patent/RU2099521C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. SU, авторское свидетельство, 1661369, кл. E 21 B 33/138, 1991. 2. SU, авторское свидетельство, 1679031, кл. E 21 B 33/138, 1991. 3. SU, авторское свидетельство, 1558087, кл. E 21 B 43/22, 1992. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3998743A (en) | Method and solvent composition for stimulating the production of oil from a producing well | |
| US5104556A (en) | Oil well treatment composition | |
| RU2221130C1 (en) | Technique limiting water inflow into production well | |
| Emuchay et al. | Breaking of emulsions using locally formulated demusifiers | |
| RU2099521C1 (en) | Compound for shutoff of water inflows to oil well | |
| RU2100587C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone | |
| US3557873A (en) | Method for improving the injectivity of water injection wells | |
| US3512586A (en) | Miscible flooding process using a soluble oil containing an optimum amount of water | |
| CN115368934A (en) | Composite demulsifier and preparation process thereof | |
| RU2213123C1 (en) | Composition for destroying water-oil emulsion and treating waste waters possessing ability of inhibiting hydrogen sulfide and carbonic acid corrosion as well as asphaltene-tarry-and paraffin deposits | |
| RU2172813C1 (en) | Composition for insulation of water inflow into oil wells (options) | |
| RU2135754C1 (en) | Composition for treating bottom zone of oil stratum and/or increasing oil recovery of stratum | |
| RU2250247C1 (en) | Composition for destroying water-oil emulsions and protecting oil-field equipment against corrosion and asphaltene-tar-paraffin deposits | |
| RU2129651C1 (en) | Method for removing asphaltenoresinparaffin deposition from equipment in wells | |
| RU2717859C1 (en) | Composition for preventing asphaltene-resin-paraffin deposits | |
| SU1652520A1 (en) | Method of bottom-hole treatment | |
| RU2185412C1 (en) | Composition for removal of asphaltene-resin-paraffin deposits | |
| RU2211918C1 (en) | Composition for treatment of oil formations | |
| RU2166563C1 (en) | Composition for removal of asphaltene-tar-paraffin deposits | |
| RU2256683C2 (en) | Reagent for removing asphaltene-tar-paraffin deposits and a method for treating well bottom zone utilizing it | |
| RU2131901C1 (en) | Composition for removal of asphalteno-resin-paraffin sediments | |
| RU2236574C1 (en) | Oil stratum production-increasing composition | |
| RU2208020C2 (en) | Ethylenediamine-based ethylene oxide/propylene oxide block copolymer as demulsifier for water-oil emulsion possessing corrosion-protection effect, and demulsifier based thereon | |
| RU2286375C2 (en) | Composition for water-insulation of well | |
| RU2011800C1 (en) | Composition of removing asphalt-resin-paraffin deposits of water-pressed wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100423 |