состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины (варианты)

Формула изобретения

1. Состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, содержащий оксиэтилированный изононилфенол и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что в качестве оксиэтилированного изононилфенола он содержит неонол АФ₉-4 и неонол АФ₉-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неонол АФ₉-4 и неонол АФ₉-6 - 5,0-30,0

Углеводородный растворитель - Остальное

2. Состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, содержащий оксиэтилированный изононилфенол и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что в качестве оксиэтилированного изононилфенола он содержит неонол АФ₉-4 и АФ₉-6 и дополнительно неонол АФ₉-10, или АФ₉-12, или синтанол АМЛ-3, или смесь трех последних компонентов при следующем соотношении, мас.%:

Неонол Ф₉-4 и неонол АФ₉-6 - 5,0-30,0

Неонол АФ₉-10, или АФ₉-12, или синтанол АМЛ-3, или их смесь - 0,01-0,5

Углеводородный растворитель - Остальноеб

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины.

Известен состав для интенсификации добычи нефти, включающий алкилбензолсульфонаты, оксиалкилфенолы типа ОП-10 и углеводородный растворитель (см. авторское свидетельство СССР N 1558087, МКИ E 21 В 43/22, публ. 1988 г.).

Известный состав имеет следующие недостатки:

- низкая эффективность изоляции;

- работает лишь в слабоминерализированных пластовых водах (до 60 кг/м³).

Известен способ воздействия на призабойную зону неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающий последовательную закачку углеводородного раствора оксиэтилированного изононилфенола и затем агента для обработки призабойной зоны (см. патент РФ N 2068952, МКИ E 21 В 43/27, публ. 1996 г.).

Данное изобретение недостаточно эффективно для изоляции водопритоков в нефтяные скважины вследствие малой вязкости образуемой эмульсии и применимо для увеличения охвата пласта воздействием за счет перераспределения закачиваемых потоков между низко- и высокопроницаемыми зонами пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, включающий оксиэтилированный изононилфенол и/или синтанол АЛМ-З, углеводородный растворитель (см. патент N 2099521, МКИ E 21 В 43/32, публ. 1997 г.).

Данный состав обладает недостаточной эффективностью в результате того, что образующаяся в качестве изолирующего материала обратная эмульсия не обладает достаточной вязкостью.

В основу настоящего изобретения положена задача создать высокоэффективный состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, позволяющий за счет использования более широкого ассортимента применяемых химреагентов и их различного сочетания расширить возможности использования состава при высокой обводненности добываемой продукции и широком диапазоне минерализации пластовых вод.

Поставленная задача решается путем создания состава для изоляции водопритоков в нефтяные скважины, содержащего оксиэтилированный изононилфенол и углеводородный растворитель, где в качестве оксиэтилированного изононилфенола он содержит неонол АФ₉-4 и неонол АФ₉-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неонол АФ₉-4 и неонол АФ₉-6 - 5,0 -30,0

Углеводородный растворитель - Остальное,

также путем создания состава изоляции водопритоков в нефтяные скважины, содержащего оксиэтилированный изононилфенол и углеводородный растворитель, где в качестве оксиэтилированного изононилфенола он содержит неонол АФ₉-4 и неонол АФ₉-6 и дополнительно неонол АФ₉-10 или неонол АФ₉-12 или синтанол АЛМ-З, или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неонол АФ₉-4 и неонол АФ₉-6 - 5,0 - 30,0

Неонол АФ₉-10 или неонол АФ₉-12, или синтанол АЛМ-З, или их смесь - 0,01 - 0,5

Углеводородный растворитель - Остальное

В качестве оксиэтилированного изононилфенола используют неонол АФ₉-4, неонол АФ₉-6, неонол АФ₉-10, неонол АФ₉-12 по ТУ 2483-077-05766801-98.

Синтанол АЛМ-З представляет собой моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов формулы C_nH_2n+1O(C₂H₄O)_mH, где n = 10-18, m = 3-5 (технические требования ПО "Капролактам", 1990 г.).

В качестве углеводородного растворителя используют:

- дегазированную обезвоженную легкую нефть по ГОСТ 9965-76 плотностью до 850 кг/м³;

- товарную нефть по ГОСТ 9965-76 с плотностью до 885 кг/м³

- дизельное топливо по ГОСТ 305-82;

- керосин осветительный по ТУ 38.71-58-10-90;

- широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38-101524-93;

- тяжелый дистиллят - продукт переработки битумных нефтей с температурой кипения 240 - 350^oC по ТУ 38-0147585-018-93;

- нефрас С 150/220 по ТУ 38-1011026-85 или нефрас A_p 120/200 по ТУ 38-101809-90.

Предлагаемый состав готовят смешением компонентов в любой последовательности в заводских условиях или непосредственно перед применением на устье скважины. Состав обладает устойчивостью в течение длительного времени при температуре до 70^oC.

При обработке добывающих скважин, обводненность которых достигла до 99%, закачку предлагаемого состава проводят в 1-3 цикла в количестве 1,5 - 4,0 м³ на 1 м работающей толщины пласта, далее проталкивают закачиваемой водой.

После закачки состава в призабойную зону происходит его смешение с пластовой водой, в результате чего образуется высоковязкая стабильная эмульсия в промытых каналах, закупоривая их. Происходит изоляция водопритоков к скважине. Затем добывающую скважину эксплуатируют в обычном режиме.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях.

Для определения эффективности изоляции используют модель нефтяного пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющую собой стеклянную трубку длиной 0,23 м и диаметром 0,02 м, заполненную молотым кварцевым песком.

Модель насыщают пластовой водой с различной минерализацией (с содержанием солей от 0 до 270 кг/м²), нефтью, затем нефть вытесняют закачиваемой водой и определяют проницаемость модели по воде (K₁).

Затем вводят предлагаемый состав в количестве 0,5 объема пор, выдерживают в течение 1 суток и проводят закачку воды. Снова определяют проницаемость по воде (К₂).

Эффективность изоляции (К_из) определяют по формуле:



где K₁ - проницаемость модели пласта по воде до обработки предлагаемым составом, мкм²;

K₂ - проницаемость модели пласта по воде после обработки предлагаемым составом, мкм².

Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1 (предлагаемый состав).

К 5,0 г неонола АФ₉-4 добавляют 95,0 г растворителя - дизельное топливо, проводят перемешивание. Полученный состав при смешивании с водой с минерализацией 270 кг/м³ образует стабильную эмульсию, проявляющую изолирующий эффект 92,4%. (см. табл., пример 1).

Примеры 2 - 23 проводят аналогичным образом, используя различные виды неионогенных поверхностно-активных веществ или их смеси, углеводородных растворителей и различные их сочетания.

Пример 24 (известный состав).

К 20,0 г неонола АФ₉-4 добавляют 80,0 г растворителя - тяжелого дистиллята и смесь тщательно перемешивают. Полученный состав при смешении с пресной водой образует стабильную эмульсию, проявляющую изолирующий эффект 91,3% (см.табл., пример 24).

Как видно из данной таблицы, использование предлагаемого состава позволяет за счет образования высоковязких стабильных эмульсий в промытых каналах изолировать водопритоки в нефтяные скважины.

При использовании предлагаемого состава в промысловых условиях в комплексной технологии обработки двух добывающих скважин обводненность добываемой продукции снизилась с 80 до 20% и с 60 до 12% соответственно и дебит увеличился в среднем в 2,0 - 2,5 раза по каждой скважине.

Также использование предлагаемого состава позволяет эффективно обрабатывать добывающие скважины при любой минерализации пластовых вод и за счет расширения ассортимента используемых реагентов более экономично и своевременно воздействовать на промытые каналы.