ПОЛИМЕРГЛИНИСТЫЙ СОСТАВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к повышению нефтеотдачи неоднороднопроницаемых заводняемых пластов, и предназначено для повышения нефтеотдачи залежи.

Известен состав на основе полиакриламида - ПАА и сточной воды для ограничения водопритока в добывающие скважины [1]. Недостатком его является низкая эффективность при применении в высокопроницаемых пластах. Также известен состав на основе ПАА и глинистой суспензии [2]. Недостатком этого состава является недостаточная эффективность из-за повышенной сорбируемости ПАА на стенках поровых каналов породы и высокой скорости флокуляции глинистых частиц, что препятствует проникновению состава вглубь пласта.

Наиболее близким аналогом к заявленному составу является полимерглинистый состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов за счет глубокого проникновения в высокопроницаемый пласт и более полного перекрытия поровых каналов, включающий полимер полидиметилдиаллиламмоний хлорид или полиаминосульфон, или поли- N,N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид, глину-порошок и воду [3].

Недостатком этого состава является адсорбируемость полимера на стенках породы, что приводит к частичной потере полимера и флокуляции глинистой составляющей в наиболее высокопроницаемых участках пласта.

При флокуляции происходит осаждение глинистой составляющей, что приводит к выделению свободной воды и неполному перекрытию порового канала. В дальнейшем, при возобновлении закачки воды, это является причиной преждевременного прорыва воды в добывающие скважины. Существенным недостатком является и то, что затворение состава производится в пресной воде, что ограничивает область применения состава.

Задачей изобретения является повышение эффективности состава за счет предотвращения адсорбции дефицитного полимера на стенках поровых каналов, предотвращения осаждения глинистых частиц в высокопроницаемых каналах и трещинах и обеспечения глубокого проникновения состава по простиранию пласта в пресных и минерализованных средах при высокой концентрации глинистой составляющей.

Поставленная задача решается тем, что полимерглинистый состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов за счет глубокого проникновения в высокопроницаемый пласт и более полного перекрытия поровых каналов, включающий полимер, глинопорошок и воду, содержит в качестве полимера карбоксиметилцеллюлозу, воду - сточную с минерализацией 100-150 г/л или пресную и дополнительно - кальцинированную соду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,1- 1,0
Глинопорошок - 0,1-30
Кальцинированная сода - 0,1- 0,5
Вода сточная с минерализацией с минерализацией 100 -150 г/л или пресная - Остальное
Содержание ингредиентов в составе выше верхнего предела экономически нецелесообразно, а при нижнем пределе состав неэффективен из-за низкого водоизолирующего свойства. Фактическая концентрация ингредиентов в приведенных пределах подбирается в зависимости от приемистости скважины и горногеологических условий залегания и физических свойств продуктивных пластов.

Карбоксиметилцеллюлоза широко распространенный реагент и применяется для стабилизации глинистых суспензий в пресноводной среде и в условиях полиминеральной среды с содержанием хлористого натрия до полного насыщения и хлористого кальция по кальций - иону до 5 г/л, что соответствует составу сточных вод, закачиваемых в пласты Ромашкинского месторождения.

Механизм стабилизирующего воздействия КМЦ на глинистую суспензию следующий. В пресных растворах с малым содержанием глинистой фазы нитеобразные молекулы полимера затрудняют соударение глинистых частиц, а в минерализованных средах происходит адсорбция макромолекул полимера на поверхность глинистой частицы за счет сил электростатического взаимодействия с зарядами обменного комплекса на поверхности глинистой частицы, что в обеих случаях вызывает снижение вязкости суспензии за счет предотвращения их флокуляции и отсутствия непосредственного контакта между частицами и соответственно снижения сил трения. Взаимодействие частиц глины возможно только через тонкие полимерные молекулярные слои, это приводит к существенному снижению вязкости при течении глинистой суспензии с относительно высокой концентрацией глины [4] . Наличие кальцинированной соды в составе способствует поддержанию необходимого водородного показателя среды для формирования оптимальной конформации молекулам полимера на время закачки и движения состава по пласту.

Эти свойства полученного раствора способствуют глубокому проникновению в пласт водоизолирующего состава по простиранию и постепенному тиксотропному упрочнению полимерглинистого геля во времени по мере снижения скорости движения.

Тиксотропное упрочнение водоглинистой суспензии ограничивает дальнейшее продвижение состава в пласт по высокопроницаемым каналам и в отличие от флокуляции не приводит к уменьшению объема глины и выделению свободной воды. Происходит полное перекрытие высокопроницаемых поровых каналов пропластка или пласта.

Техническая реализация предложенного решения осуществляется с использованием стандартного оборудования и не требует дополнительных затрат в сравнении с существующими методами повышения нефтеотдачи пластов.

В таблице приведены сравнительные свойства полимерглинистых суспензий (предлагаемого и прототипа). Предлагаемый состав позволяет производить закачку более высококонцентрированной композиции, что обеспечивает качественную водоизоляцию обводненных высокопроницаемых поровых каналов.

Таким образом, предлагаемый состав в сравнении с прототипом не образует флокулирующего осадка, а тиксотропное упрочнение состава происходит со значительно медленной скоростью во времени. Эта реологическая характеристика позволяет составу проникать по высокообводненным каналам на большую глубину по простиранию пласта, при этом происходит более полное заполнение каналов за счет отсутствия флокуляции и уменьшения объема.

По табличным данным с учетом коэффициента тиксотропии построены кривые тиксотропного упрочнения состава при различной концентрации ингредиентов, которые приведены на графике чертежа с использованием формулы [4]:
Θ = аС^k,
где Θ -величина статического напряжения сдвига, dПа;
а - коэффициент, зависящий от времени;
C - концентрация глинистой суспензии;
к - коэффициент тиксотропии.

Для сравнения построен график состава-прототипа, практически не обладающего тиксотропными свойствами.

Техническая реализация на скважине осуществляется следующим образом. Предварительно подготовленная смесь, включающая ингредиенты (глинопорошок, КМЦ и кальцинированную соду), затаривается в герметичную емкость с помощью пневмотранспорта. В смесительную емкость подается вода из нагнетательной линии системы поддержания пластового давления (ППД), уточняется приемистость нагнетательной скважины. Далее, в смесительную емкость подается по дозировочному шнековому транспортеру сухая смесь из емкости хранения и перевозки сыпучих материалов, где и происходит перемешивание и растворение. Из смесительной емкости раствор плунжерными насосами нагнетается в скважину и по насосно-компрессорным трубам непосредственно в пласт.

Процесс закачки контролируется оператором на персональном компьютере по информации, поступающей от исполнительных механизмов, с распечаткой результатов в табличном и графическом виде.

Эффективность закачки состава определяется по снижению обводненности нефти в добывающих скважинах, расположенных на участке воздействия нагнетательной скважины. Рекомендуемая начальная обводненность продукции добывающих скважин 90-95%.

Пример. Очаговая водонагнетательная скважина проведена на неоднородный пласт нефтяной залежи, интервалы перфорации 1647-1650 м, 1661-1667 м, проницаемость пропластка нижнего интервала перфорации в 2,1 выше верхнего, приемистость скважины 950 куб.м/ сут при давлении нагнетания 6,0 МПа, 75% закачиваемой сточной воды поглощается нижним интервалом перфорации, средняя обводненность окружающих эксплуатационных скважин составляет 91%, однако имеется скважина с обводненностью и 95%. Отмечается неравномерность закачки как по мощности, так и по простиранию пласта. Для улучшения показателей добычи нефти по участку залежи в нагнетательную скважину закачали 560 куб.м состава, состоящего из 15% Альметьевского глинопорошка, 0,5% КМЦ и 0,3% кальцинированной соды, причем для более глубокого проникновения состава в пласт первая порция из 50 куб. м раствора представляла собой 5% глинистую суспензию, следующие 50 куб. раствора состояли из 10% глинистой суспензии, следующие 400 куб. м раствора включали 15% суспензию глинопорошка, а последняя порция состава включала 20% суспензию глины. Давление в процессе закачки постепенно возрастает после продавки первых 150 куб. м раствора и стабилизировалось на величине 7,5 МПа, после закачки последних 60 куб. м давление возросло до 8,2 МПа, после этого закачку прекратили.

Приемистость скважины после закачки составила 480 куб. м/сут при давлении 6,0 МПа. Это в 1,9 раза ниже первоначальной. Нагнетание воды далее производили при давлении 7-8 МПа.

В результате обработки по данным геологотехнических исследований произошло перераспределение потоков закачиваемой воды по мощности пласта, нижний интервал перфорации стал принимать 52% закачиваемой воды. Суммарная обводненность продукции участка снизилась на 16% и составила 75%.

Использование предлагаемого состава при воздействии на залежь с неоднороднопроницаемыми коллекторами нефти позволяет: за счет более полного заполнения высокопроницаемых промытых поровых каналов и глубокого проникновения по ним по простиранию пласта и тиксотропного структурообразования надежно блокировать эти каналы, увеличить охват пласта воздействием на ранее неохваченные заводнением менее проницаемые слои и за счет этого увеличить нефтеотдачу пласта.

Источники информации
1. Рахимкулов Р.Ш. "Нефтяное хозяйство", 1982, N 1, с. 51-54.

2. Авт. св. СССР N 1710708, E 21 В 43/22.

3. Патент РФ N 2061855, E 21 В 43/22, 1996.

4. Кистер Э.Г Химическая обработка буровых растворов.- М.: Недра, 1972, с. 157-163, 246.

Состав относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднороднопроницаемых заводняемых пластов, и предназначен для повышения нефтеотдачи залежи. Техническим результатом является повышение эффективности состава за счет предотвращения адсорбции дефицитного полимера на стенках поровых каналов, предотвращения осаждения глинистых частиц в высокопроницаемых каналах и трещинах и обеспечения глубокого проникновения состава по простиранию пласта в пресных и минерализованных средах при высокой концентрации глинистой составляющей. Полимерглинистый состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов за счет глубокого проникновения в высокопроницаемый пласт и более полного перекрытия поровых каналов, включающий полимер, глинопорошок и воду, содержит в качестве полимера карбоксиметилцеллюлозу, воду - сточную с минерализацией 100 - 150 г/л или пресную и дополнительно кальцинированную соду при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза - 0,1 - 1,0; кальцинированная сода - 0,1 - 0,5; глинопорошок - 0,1 - 30,0, вода сточная с минерализацией 100 - 150 г/л или пресная - остальное. 1 табл. 1 ил.

Полимерглинистый состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов за счет глубокого проникновения в высокопроницаемый пласт и более полного перекрытия поровых каналов, включающий полимер, глинопорошок и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве полимера карбоксиметилцеллюлозу, воду - сточную с минерализацией 100 - 150 г/л или пресную и дополнительно кальцинированную соду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,1 - 1,0
Кальцинированная сода - 0,1 - 0,5
Глинопорошок - 0,1 - 30,0
Вода сточная с минерализацией 100 - 150 г/л или пресная - Остальноео