СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И/ИЛИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта 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 №1471398, МКИ Е21В 43/22, 1992 г.).

Наличие в составе содетергента приводит к его удорожанию, а 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 алкилбензол-сульфанаты, оксиалкилфенолы, углеводородный растворитель (см. авт. свид. СССР №1558087, МКИ Е21В 43/22, 1988 г.).

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

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является известный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта, включающий нефтяной сульфонат, в качестве которого используются эмульсол СДМУ-2 или НГЛ-205, оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 и углеводородный растворитель (Патент РФ №2135754, МКИ Е21В 43/22, 1999 г.).

Недостатком известного состава является то, что состав неоднороден и при его хранении выпадает осадок, а используемые эмульсолы дефицитны и дороги.

Настоящим изобретением решается задача создания состава для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта, позволяющего уменьшить энергозатраты при его приготовлении и исключить при хранении состава выпадение осадка, который загрязняет емкости, а значит, в конечном итоге снизить цену реагента, в том числе за счет использования более дешевого и доступного сырья.

Поставленная задача достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны и/или повышения нефтеотдачи пласта, включающий нефтяной сульфонат, оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 и углеводородный растворитель, в качестве нефтяного сульфоната содержит присадку С-150 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Присадка С-150 (ТУ 38.101685-84) представляет собой коллоидную дисперсию карбоната кальция в масле И 20А (ГОСТ 20799-75), стабилизированную сульфонатом кальция.

Использование в составе присадки С-150 позволяет снизить затраты на приготовление состава при его производстве, в том числе за счет использования более дешевого сырья. При этом улучшается способность состава образовывать при смешении с водами в промытых зонах вязкие эмульсии с более высокими реологическими характеристиками, что приводит к выравниванию профиля приемистости (притока) в призабойной зоне и повышению охвата пласта воздействием, а также увеличению фазовой проницаемость по нефти за счет снижения вязкости последней и гидрофобизации порового пространства. Сохраняется возможность подбора состава для нефтяных пластов с различной минерализацией вод.

В качестве оксиэтилированных изононилфенолов используют:

- неонолы АФ-9 - n - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, 6, 8, 9, 10, 12 по ТУ 2483-077-05766801-98;

- ОП-10 - продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена по ГОСТ 8433-81.

В качестве углеводородного растворителя берут:

- абсорбент по ТУ 38103349-85,

- абсорбент Н по ТУ 2411-036-05766801-95,

- кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола (КОРЭ) по ТУ 2414-033-05766801-95,

- жидкую фракцию пиролиза шин по ТУ 2451-004-0136353-2003,

- жидкие продукты пиролиза фракции 35-230°С и 35-270°С по ТУ 38.402-62-144-93,

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

- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию по ТУ 38.103579-85,

- нефрас Ар 120/200 по ТУ 38.101809-90,

- топливо дизельное по ГОСТ 305-82,

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

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

- фракцию гексановую по ТУ 2411-032-0576680-95,

- фракцию широких легких углеводородов по ТУ 38.101524-93,

а также из смеси.

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

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

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 следующим показателям: внешний вид, время образования стабильной эмульсии, вязкость, изменение проницаемостей и прирост коэффициента нефтевытеснения.

Составы готовят следующим образом.

Пример 1 (заявляемый состав).

К 72,7 г абсорбента добавляют 25,0 г присадки С-150, а затем 7,3 г неонола АФ 9-12. Полученную смесь перемешивают до получения однородного раствора. Далее его смешивают с водой минерализацией 200 кг/м³ до получения стабильной эмульсии, фиксируя время ее образования. Затем определяют вязкость полученной эмульсии (см. табл.1, пример 1).

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

Пример 10 (прототип).

Как видно из данных табл.1, заявляемый состав однороден и при смешении с водами различной минерализации легко образует эмульсии с высокими значениями вязкости (от 1820 до 2580 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 43-52%. Затем в модели вводят оторочку состава в количестве 10% от объема пор, которую продвигают водой. В таблице 2 приведены данные по изменению проницаемости низко- и высокопроницаемых пропластков и прирост коэффициента нефтевытеснения после обработки моделей заявляемыми и известными составами (см. табл.1, примеры 1, 4 и 10 соответственно).

Как видно из данных табл.2, при использовании заявляемого состава проницаемость низкопроницаемой модели уменьшается в большей степени, чем при использовании известного состава, а прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 22,3-26,1%, тогда как при использовании известного состава - лишь 19,8%.

Предлагаемое изобретение обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

- удешевление состава за счет снижения цен на сырье и энергозатраты на его производство;

- использование доступного недефицитного сырья;

- ускорение формирования эмульсий и повышение их вязкости, что приводит к увеличению охвата призабойной зоны пласта и всего пласта воздействием и повышению коэффициента нефтевытеснения.