RU2135754C1 - Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта - Google Patents
Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2135754C1 RU2135754C1 RU97116971A RU97116971A RU2135754C1 RU 2135754 C1 RU2135754 C1 RU 2135754C1 RU 97116971 A RU97116971 A RU 97116971A RU 97116971 A RU97116971 A RU 97116971A RU 2135754 C1 RU2135754 C1 RU 2135754C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- stratum
- emulsol
- bottom zone
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта и нефтяного пласта в целом. Состав содержит эмульсол СДМУ-2 или эмульсол НГЛ-205 2,0-20,0%, оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 3,0-16,0%, углеводородный растворитель - остальное. Технический результат: повышение вязкости и стабильности эмульсий, образуемых при смешении с водой в промытых зонах, выравнивание профиля приемистости призабойной зоны, повышение охвата пласта воздействием, снижение вязкости нефти и облегчение ее извлечения. 2 табл.
Description
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 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.
- 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 85-230oC и 85-270oC 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.
- абсорбент по ТУ 38.103349-85;
- нефрас Hp 120/200 по ТУ 38.101809-80;
- жидкие продукты пиролиза фракции 85-230oC и 85-270oC 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 -30o - +30oC 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 МПа•с.
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.
- увеличивается охват призабойной зоны пласта и пласта воздействием;
- повышается прирост коэффициента нефтевытеснения;
- возможно использовать состав в условиях различной минерализации пластовых вод.
Claims (1)
- 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
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97116971A RU2135754C1 (ru) | 1997-10-17 | 1997-10-17 | Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97116971A RU2135754C1 (ru) | 1997-10-17 | 1997-10-17 | Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU97116971A RU97116971A (ru) | 1999-07-10 |
RU2135754C1 true RU2135754C1 (ru) | 1999-08-27 |
Family
ID=20198007
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97116971A RU2135754C1 (ru) | 1997-10-17 | 1997-10-17 | Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2135754C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2705675C1 (ru) * | 2018-10-17 | 2019-11-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Гидрофобная эмульсия |
CN114907824A (zh) * | 2021-02-09 | 2022-08-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种相渗调节剂、其制备方法及应用 |
-
1997
- 1997-10-17 RU RU97116971A patent/RU2135754C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2705675C1 (ru) * | 2018-10-17 | 2019-11-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Гидрофобная эмульсия |
CN114907824A (zh) * | 2021-02-09 | 2022-08-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种相渗调节剂、其制备方法及应用 |
CN114907824B (zh) * | 2021-02-09 | 2024-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种相渗调节剂、其制备方法及应用 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3902557A (en) | Treatment of wells | |
US3478824A (en) | Sand consolidation process | |
US5110487A (en) | Enhanced oil recovery method using surfactant compositions for improved oil mobility | |
RU2572401C2 (ru) | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
US3670819A (en) | Process for treatment of water injection wells | |
RU2135754C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта | |
US4460481A (en) | Surfactant waterflooding enhanced oil recovery process | |
US3557873A (en) | Method for improving the injectivity of water injection wells | |
US3910350A (en) | Hydrocarbon recovery in waterflooding | |
RU2065947C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
CA3144591C (en) | Demulsifying additive for separation of oil and water | |
RU2327728C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта | |
RU2153576C1 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
US3637016A (en) | Method for improving the injectivity of water injection wells | |
RU2172813C1 (ru) | Состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины (варианты) | |
RU2211918C1 (ru) | Состав для обработки нефтяных пластов | |
SU1652520A1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
US3939912A (en) | Method for reducing the production of water from oil wells | |
RU2120030C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт | |
RU2065946C1 (ru) | Композиция для повышения нефтеотдачи пласта | |
RU2754171C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающей скважине | |
RU2143553C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи | |
RU2196224C2 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
RU2250988C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2099521C1 (ru) | Состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091018 |