БИТУМСОДЕРЖАЩИЙ РЕАГЕНТ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2004 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи пластов и к способам разработки нефтяных месторождений с их применением.

Известно применение эмульсионного состава для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для извлечения нефти представляет собой водонефтяную эмульсию, содержащую жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, в качестве которого используются сложные эфиры кислот таллового масла и триэтаноламина, водорастворимое поверхностно-активное вещество - водноспиртовой раствор алкилсиликоната натрия и воду [1]. Недостатком данного состава является то, что несмотря на хорошие нефтеотмывающие свойства он создает недостаточный фактор сопротивления для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритоков при закачке эмульсии в пласт.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является реагент для повышения нефтеотдачи, представляющий собой нефтебитумный продукт, извлеченный из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами - парогазовым, паротепловым, внутрипластовым горением, закачкой химреагентов, а также способ обработки нефтяного пласта, который заключается в заводнении скважин и закачке в пласт нефтебитумного продукта, или его растворов с химическими реагентами или полимерами, или углеводородными растворителями, в качестве которых используются тонкоизмельченные материалы (минеральные порошки, атактический пропилен, мел, сажа, эпоксидная смола, пластмасса, резина, сера и др.), порошкообразный полиакриламид, лигносульфонат, углеводородные растворители (отработанный абсорбент, изопропанол), поверхностно-активные вещества (АФ9-12, ОН-10, нефтяные сульфонаты натрия), алюмохлорид. Закачку нефтебитумного продукта и химических реагентов можно производить одновременно или последовательно. При этом при использовании химических реагентов в виде тонко измельченных материалов раствор их с нефтебитумным продуктом подвергают механохимической активации перемешиванию в дезинтеграторных установках (прототип).

Недостатком применения нефтебитумного продукта является низкая технологичность, связанная с высокой вязкостью продукта и сложностью приготовления составов на его основе в промысловых условиях. Физико-химические свойства нефтебитумного продукта изменяются в широких пределах: плотность от 945 до 1080 кг/м³, содержание смол доходит до 57,3%, асфальтобетонов до 75%, серы до 5,7%, почти отсутствуют легкие фракции, выкипающие до 200°С (1-4%), в связи с этим вязкость нефтебитумного продукта слишком высока (от 1 до 104 Па·с), поэтому перед закачкой в пласт требуется предварительный подогрев или смешение с углеводородным растворителем, что позволяет снизить вязкость, но при этом требуются дополнительные энергозатраты, а в случае применения составов с использованием химреагентов, нефтебитумный продукт предварительно растворяют, а затем смешивают с химреагентами в специальных дезинтеграторных установках, позволяющих измельчить частицы.

Изобретение направлено на создание реагента для повышения нефтеотдачи пласта, обладающего свойствами изменять фильтрационные характеристики.

Изобретение направлено на повышение нефтеотдачи пластов при разработке нефтяных месторождений с использованием данного реагента.

Результат достигается применением в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта битумной эмульсии.

Результат достигается также тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем заводнение и закачку в пласт битумсодержащего реагента, в качестве битумсодержащего реагента используют битумную эмульсию или ее смеси с углеводородным растворителем и (или) бентонитовой глиной.

Закачка битумной эмульсии в обводненный пласт повышает эффективность вытеснения нефти и ограничения водопритоков за счет адсорбции битума, содержащегося в битумной эмульсии, на породе и создания экрана, непроницаемого для воды и проницаемого для нефти.

Добавление к битумной эмульсии углеводородных растворителей позволяет увеличить проникающую способность битумной эмульсии глубже в пласт за счет растворения битумных частиц и уменьшения скорости адсорбции.

Добавление к битумной эмульсии и ее смесям с углеводородными растворителями бентонитовой глины увеличивает прочность изоляционного экрана в трещинах.

Использование в процессах приготовления битумных эмульсий битумов с различными температурами размягчения позволяет применять определенные сорта битумных эмульсий для заданных пластовых температур.

Признаками изобретения "Битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ его применения" являются реагент, добавки к реагенту и способ обработки нефтяного пласта:

1. Битумная эмульсия.

2. Добавки.

3. В качестве добавки используется углеводородный растворитель.

4. В качестве углеводородного растворителя используется сырая нефть.

5. В качестве углеводородного растворителя используются кубовые остатки производства этилбензола - смола "Корэ".

6. В качестве добавки используется бентонитовая глина.

7. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт битумной эмульсии.

8. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт битумной эмульсии с добавкой бентонитовой глины.

9. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт смеси битумной эмульсии с добавкой углеводородного растворителя.

10. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт смеси битумной эмульсии и углеводородного растворителя с добавкой бентонитовой глины.

Признаки 2, 3 являются общими с прототипом, а признаки 1, 4-10 существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Предлагается битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, включающий битумную эмульсию, представляющую собой дисперсию битума в водном растворе, и поверхностно-активные вещества ПАВ, который в качестве указанной дисперсии содержит тонкую дисперсию битума с температурой плавления 35-135°С в 1%-ном водном растворе гидроокиси натрия NaОH или соляной кислоты НС1, а ПАВ - катионоактивные, анионоактивные или неионогенные - в качестве эмульгатора, и дополнительно хлористый кальций, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный битум 30,0-80,0

Указанный эмульгатор 0,15-5,0

Хлористый кальций 0,05-0,5

1%-ный водный раствор NaОH или НС1 Остальное,

и способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт битумсодержащего реагента указанного состава или его смеси с углеводородным растворителем и/или минеральным порошком, причем в качестве углеводородного растворителя используют нефть или кубовые остатки производства этилбензола и стирола - смолу "Корэ", а в качестве минерального порошка - бентонитовую глину.

Для исследований использовались:

1. Битум нефтяной дорожный, марка БНД 200/300 (ГОСТ 22245-90), с температурой размягчения не ниже 35°С.

2. Битум строительный, марка БН 70/30 (ГОСТ 6617-76), с температурой размягчения 70-80°С.

3. Битум хрупкий, марка "Г" (ГОСТ 21822-87), с температурой размягчения 125-135°С.

4. Катионоактивный ПАВ - Гидрофобизатор нефтенол ГФ ТУ 2484-035-17197708-97.

5. Анионоактивный ПАВ - Нефтенол ВВД, ТУ 2483-015-17197708-97.

6. Неионогенный ПАВ - Неонол АФ 9-10, ТУ 38.507-63-300-93.

7. Хлористый кальций.

8. Гидроокись натрия.

9. Соляная кислота.

10. Вода.

11. Нефть Тарасовского месторождения (Западная Сибирь), имеющая при 20°С плотность - 816 кг/м³ и динамическую вязкость - 3,25 мПа·с.

12. Углеводородный растворитель - смола "Корэ", который представляет собой кубовые остатки ректификации этилбензола и стирола, ТУ 2414-033-05766801-95, изм. 1, марка Б.

Примеры приготовления составов битумной эмульсии

Пример 1 (состав №1)

В 698,0 мл 1%-ного водного раствора NaОH растворялось 0,5 г хлористого кальция и 1,5 г Нефтенола ГФ. Раствор подогревался до 80-90°С, после чего в него при перемешивании при помощи дозатора вводился нагретый до температуры 150-170°С хрупкий битум в количестве 300,0 г. Перемешивание продолжали в течение 10 мин, после чего приготовленную битумную эмульсию охлаждали до комнатной температуры, а затем использовали в последующих исследованиях.

Пример 2 (состав №2)

В 472,0 мл 1%-ного водного раствора NaОH растворялось 3,0 г хлористого кальция и 25,0 г Нефтенола ВВД. Раствор подогревался до 80-90°С, после чего в него при перемешивании при помощи дозатора вводился нагретый до температуры 150-170°С строительный битум в количестве 500,0 г. Перемешивание продолжали в течение 10 мин, после чего приготовленную битумную эмульсию охлаждали до комнатной температуры, а затем использовали в последующих исследованиях.

Пример 3 (состав №3)

В 145,0 мл 1%-ного водного раствора НСl растворялось 5,0 г хлористого кальция и 50,0 г Неонола АФ 9-10. Раствор подогревался до 80-90°С, после чего в него при перемешивании при помощи дозатора вводился нагретый до температуры 150-170°С дорожный битум в количестве 800,0 г. Перемешивание продолжали в течение 10 мин, после чего приготовленную битумную эмульсию охлаждали до комнатной температуры, а затем использовали в последующих исследованиях.

Содержание компонентов и динамическая вязкость при температуре 20°С и скорости сдвига 170 c^-1 в полученных образцах битумных эмульсий представлены в таблице 1.

Описанные выше составы битумных эмульсий предполагается приготавливать в заводских условиях, а на промысле использовать их в виде товарного продукта. Как видно из таблицы 1, динамическая вязкость битумных эмульсий при температуре 20°С значительно ниже, чем вязкость нефтебитумного продукта, что позволит без проблем применять их на промысле без подогрева не только в смеси с углеводородным растворителем, но и в чистом виде.

Способ обработки пласта осуществляется следующим образом.

В обводненный пласт посредством насосного агрегата закачивают либо битумную эмульсию как 100%-ный продукт, либо в смеси с углеводородным растворителем и (или) бентонитовой глиной, причем в нагнетательные скважины чередующимися оторочками по 1-50 м³, а в добывающие объемом 5-100 м³.

Максимальное количество вводимого растворителя определяется максимально возможным его введением без разделения фаз, а максимальное количество бентонитовой глины определяется удерживающими способностями эмульсии и ее смесей с углеводородными растворителями.

Закачку растворов химреагентов в нагнетательные скважины на участке с различной обводненностью добывающих скважин целесообразно вести при выключенных добывающих скважинах, обводненность в которых ниже средней по участку. При высокой обводненности обработку нагнетательных и добывающих скважин осуществляют одновременно. После закачки химреагентов в добывающие скважины их выдерживают в течение 6-24 часов и пускают в эксплуатацию.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффектиный реагент для повышения нефтеотдачи пласта, а также способ разработки нефтяных месторождений с его применением.

Эффективность применения битумсодержащего реагента и составов на его основе при разработке нефтяных месторождений определяли в лабораторных условиях на установке физического моделирования пласта путем контроля изменения водо- и нефтепроницаемости искусственных моделей из кварцевого песка различной проницаемости. Для исследований битумсодержащих композиций применялись составы, представленные в таблице 2.

Результаты опытов сведены в таблице 3.

В опытах 1-5 образцы насыщались водой и определялась их водопроницаемость, а в опытах 6-7 образцы насыщались нефтью и определялась их нефтепроницаемость. В подготовленные таким образом образцы закачивался реагент или реагент с добавками (составы из таблицы №2) в объеме 0,01-0,1 от объема пор предполагаемой зоны воздействия.

Как следует из таблицы 3, водопроницаемость в опытах 1-5 снижается в 3,2-112,5 раз, а нефтепроницаемость в опытах 6-7 увеличивается в 1,5-5,0 раз, что свидетельствует об избирательном воздействии битумсодержащего реагента на различные участки разрабатываемых объектов, что приведет к улучшению условий нефтевытеснения из менее проницаемых зон, содержащих подвижную нефть. При этом, как следует из таблицы 3, использование битумных эмульсий позволяет увеличить значения (снижение проницаемости водонасыщенного образца, увеличение проницаемости нефтенасыщенного образца), представленные в прототипе.

Источники информации

1. Патент РФ №2065033, Е 21 В 43/22, 1996 г. - аналог.

2. Патент РФ №2140529, Е 21 В 43/22, 1999 г. - прототип.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи пластов и к способам разработки нефтяных месторождений с их применением. Технический результат - повышение нефтеотдачи пластов. Предлагается битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, включающий битумную эмульсию, представляющую собой дисперсию битума в водном растворе, и ПАВ, который содержит в качестве указанной дисперсии тонкую дисперсию битума с температурой плавления 35-135°С в 1%-ном водном растворе NaOH или HCl, а ПАВ – катионоактивные, анионоактивные или неионогенные – в качестве эмульгатора, и дополнительно хлористый кальций, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный битум 30,0-80,0, указанный эмульгатор 0,15-5,0, хлористый кальций 0,05-0,5, 1%-ный водный раствор NaOH или HCl остальное. В способе обработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт указанного битумсодержащего реагента или его смеси с углеводородным растворителем и/или минеральным порошком, в качестве углеводородного растворителя используют нефть или кубовые остатки производства этилбензола и стирола - смолу "Корэ", а в качестве минерального порошка – бентонитовую глину. 2 с.п. ф-лы, 3 табл.

1. Битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, включающий битумную эмульсию, представляющую собой дисперсию битума в водном растворе, и поверхностно-активные вещества – ПАВ, отличающийся тем, что в качестве указанной дисперсии он содержит тонкую дисперсию битума с температурой плавления 35-135°С в 1%-ном водном растворе гидроокиси натрия NaOH или соляной кислоты НСl, а ПАВ – катионоактивные, анионоактивные или неионогенные – в качестве эмульгатора, и дополнительно хлористый кальций, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный битум 30,0-80,0

Указанный эмульгатор 0,15-5,0

Хлористый кальций 0,05-0,5

1%-ный водный раствор NaOH или НСl Остальное