СОСТАВ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ СПОСОБНОСТИ ПОРИСТЫХ СРЕД Российский патент 2005 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к области нефтедобычи, а также к области строительства, в частности к реагентам для блокирования и ограничения водопритоков через пористые среды, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для изоляции водопритоков в скважину и выравнивания ее профилей приемистости, а также в строительстве для ограничения фильтрации воды в/через строительные конструкции, среды, строительные системы, выполненные из пористого материала.

Известен состав для изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта, содержащий концентрат порфириновых и асфальто-смолистых компонентов нефти, углеводородный растворитель (бензин, керосин), водные растворы геле- (полиакриламид, карбоксиметилцеллюлоза) или осадкообразующие агенты (силикат натрия, сульфат аммония) (Патент РФ №2136870, МПК Е 21 В 43/22, 1998 г.). Указанный состав является агрегативно-устойчивой обратной эмульсией с размером частиц, соизмеримых с размерами пор промытых, высокопроницаемых участков пласта. При закачке в пласт происходит концентрирование (уплотнение) этого состава в наиболее проницаемых и трещиноватых участках пласта вплоть до образования высоковязких \пробок\. Упрочнение данного состава производится путем закачки в скважину деэмульгатора.

Однако указанный известный состав не обеспечивает высокую эффективность по снижению фильтрационной способности пористых сред, т.к. при последовательной закачке состава и деэмульгатора процесс осадкообразования является неуправляемым из-за плохого смешения обоих реагентов в пластовых условиях.

Также известен водоизолирующий состав по авт. свид. СССР №1422971, МПК Е 21 В 33/138, 1989 г.) со следующим содержанием ингредиентов, мас. ч: гудрон 1; аммиак 0,005-0,25; хлористый кальций 0,045-1,6; вода 1,4-1,7.

Недостатком этого состава является недостаточная эффективность по водоизоляции и сложность использования, т.к. после обработки пласта указанным известным составом необходим прогрев обработанной зоны пропитки до 200°С в течение 24 часов, что практически невозможно в полевых условиях нефтегазодобычи или при обработке крупногабаритных строительных конструкций или строительных систем.

Из уровня техники также известен тампонажный раствор для гидроизоляции мелкопористых карбонатных пород, включающий битумную эмульсию, формальдегидную смолу, формалин и воду (авт. свид. СССР №1795082, МПК Е 21 В 33/138, 1990 г.). Указанный тампонажный раствор предназначен для использования в условиях низких положительных температур при проведении горных выработок в сложных гидрогеологических условиях.

В качестве битумной эмульсии используют состав, содержащий битум БНД 60/90, кубовый остаток производства жирных кислот, едкий натр и воду.

Однако указанный известный раствор также является недостаточно эффективным по снижению фильтрационной способности пористых сред, что объясняется малым сроком гелеобразования (1 час), что не позволяет закачивать большие объемы этого состава для создания блокирующих воду экранов.

Кроме того, в его состав входит такой токсичный компонент, как формалин, что делает известный состав экологически небезопасным.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по совокупности признаков является состав для обработки нефтяного пласта, содержащий следующие ингредиенты: нефтебитумный продукт, извлеченный из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами - парогазовым, паротепловым, внутрипластовым горением, закачкой химреагентов; и сореагент, выбранный из группы: поверхностно-активное вещество неонол Аф 9-12, или порошкообразный полиакриламид, или лигносульфонат, или углеводородные растворители, или алюмохлорид, или нефтяные сульфонаты натрия (Патент РФ №2140529, МПК Е 21 В 43/22, 1997 г.).

Недостатками указанного известного состава являются следующие:

- недостаточный закупоривающий эффект, особенно в условиях трещиноватых, трещиновато-поровых и кавернозных коллекторов, что исключает известный состав из круга универсальных составов;

- невозможность приготовления концентрированного известного состава, пригодного для перевозки, вследствие того, что он является нестойким;

- использование в известном составе лишь нефтебитумного продукта, извлеченного из скважины тепловыми, шахтными или иными методами, накладывает ограничения на широкое использование этого известного состава, т.к. указанный нефтебитумный продукт бывает не всегда в наличии.

Технический результат, обеспечиваемый предлагаемым составом, заключается в повышении его эффективности по снижению фильтрационной способности пористых сред для любых типов коллекторов при одновременном обеспечении его стабильности и устойчивости в течение длительного времени, в том числе в виде концентрированного состава, допускающего разбавление водой до 10 раз на месте применения без потери седиментационной и агрегативной устойчивости, образующейся при разбавлении прямой эмульсии.

Указанный технический результат достигается составом для снижения фильтрационной способности пористых сред, содержащим высоковязкий нефтепродукт и оксиэтилированный алкилфенол Аф 9-12, при этом состав дополнительно содержит продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C₁₇-C₂₀ и остатков кубовых при производстве капролактама, представляющий собой 20-30%-ный раствор в керосине аминосодержащих продуктов (аминов, иминов и аминоспиртов) с аминным числом не менее 100 мг КОН/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления, отход целлюлозно-бумажного производства СКОП, содержащий целлюлозные волокна, и воду, а в качестве высоковязкого нефтепродукта состав содержит тяжелые нефтяные остатки переработки нефти при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

тяжелые нефтяные остатки переработки нефти6-60оксиэтилированный алкилфенол Аф 9-120,1-2,0указанный продукт поликонденсации0,6-2,0отход целлюлозно-бумажного производства СКОП5-10Водаостальное.

В качестве тяжелых нефтяных остатков переработки нефти состав может содержать асфальт после установки деасфальтизации, гудрон после вакуумной переработки и окисленные или компаундированные товарные битумы, а в качестве воды состав может содержать пресную или минерализованную воду.

С целью использования предлагаемого состава в условиях высоких температур, а также с целью стабилизации состава он дополнительно может содержать силикат натрия 0,5-2 мас.% и/или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) 0,1-0,3 мас.%, и/или полиакриламид до 0,3 мас.%.

С целью образования стабильной коллоидной системы предлагаемый состав может дополнительно содержать гидроксид алюминия до 10 мас.%.

С целью улучшения диспергирующей способности поверхностно-активных веществ, входящих в предлагаемый состав, он может дополнительно содержать до 5 мас.% карбамида.

Указанный выше технический результат достигается за счет следующего.

Благодаря использованию в качестве высоковязкого нефтепродукта тяжелых нефтяных остатков переработки нефти на поверхности пористой среды происходит адсорбция тяжелых компонентов нефти и гидрофобизация коллектора с уменьшением размера его пор.

В предлагаемом составе неонол Аф 9-12 выполняет роль диспергатора и эмульгатора и обеспечивает при указанном количественном соотношении в совокупности только с указанными тяжелыми нефтяными остатками, образующимися при переработке нефти, получение стабильных в течение длительного периода времени эмульсий, не теряющих своих свойств и устойчивости даже при разбавлении водой до 10 раз.

Ингредиент - продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C₁₇-C₂₀ и остатков кубовых при производстве капролактама, представляющий собой 20-30%-ный раствор в керосине аминосодержащих продуктов (аминов, иминов и аминоспиртов) с аминным числом не менее 100 мг КОН/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления (далее именуемый ВНПП), способствует усилению гидрофобизации пористых сред, что повышает водоизолирующие свойства состава.

Отход целлюлозно-бумажного производства СКОП, содержащий целлюлозные волокна, является дополнительным, наряду с неонолом, стабилизатором эмульсии и придает ей структурные свойства, что уменьшает подвижность состава в порах пласта, делает изоляцию гарантированной и способствует усилению эффекта изоляции пластовых вод.

Для условий высоких температур (80°С и выше) в предлагаемый состав могут быть введены жидкое стекло и/или КМЦ, при этом оптимальная концентрация жидкого стекла составляет 2 мас.%, а КМЦ - 0,3 мас.%.

Под действием высоких температур силикат натрия будет взаимодействовать с компонентами тяжелых нефтяных остатков с образованием уплотняющихся осадков непосредственно в пористой среде.

Введение в состав КМЦ оказывает стабилизирующее действие на коллоидную систему, что способствует устойчивости состава, находящегося в виде прямой эмульсии.

Предлагаемый состав был испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления были использованы следующие вещества:

- тяжелые нефтяные остатки (асфальт, битум, гудрон) являются отходами нефтехимического производства по переработке нефти и представляют собой твердые (при 20°С) вещества с компактной, поликонденсированной надмолекулярной структурой углеводородов нефти и их гетеропроизводных, плавящихся при нагревании;

- неонол Аф 9-12 (ТУ 2489-077-05766801-98) представляет собой бесцветную маслянистую жидкость и является водорастворимым неионогенным поверхностно-активным веществом (ПАВ) с алкильной цепью из 9-12 углеводородных атомов;

- ВНПП (ТУ 2499-002-24211256-94) - продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С₁₇-С₂₀ и остатков кубовых при производстве капролактама, представляющий собой 20-30%-ный раствор в керосине аминосодержащих продуктов (аминов, иминов и аминоспиртов) с аминным числом не менее 100 мг КОН/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления, представляет собой жидкость темно-коричневого цвета и является аммонизированным отходом производства капролактама с добавлением растительных масел и модифицирующих ПАВ;

- СКОП (ТУ 5436-032-53501222-2002) - отход целлюлозно-бумажного производства, представляет собой рыхлую массу целлюлозных волокон;

- вода техническая пресная с жесткостью не более 5 мг-экв/л и вода минерализованная плотностью 1,06-1,1 г/см³.

Для проведения лабораторных испытаний предлагаемый состав готовили следующим образом: растворяли в воде неонол, ВНПП, СКОП и перемешивали, далее в тяжелые нефтяные остатки переработки нефти вводили при интенсивном перемешивании мешалкой ранее приготовленный водный раствор компонентов.

Пример 1. Брали 330 г пресной воды, вводили в нее 10 г неонола, 10 г реагента ВНПП, 50 г реагента СКОП и перемешивали мешалкой в колбе в течение 30 мин, полученную смесь вводили при интенсивном перемешивании мешалкой в 600 г тяжелых нефтяных остатков переработки нефти (в частности, битума). Получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: битум - 60; неонол - 1; ВНПП - 1; СКОП-5; вода- 33.

В ходе лабораторных испытаний определяли агрегативную устойчивость состава и его эффективность по снижению фильтрационной способности пористых сред.

Агрегативную устойчивость определяли следующим образом. Готовый состав помещали в мерный цилиндр и наблюдали за отделением водной фазы во времени визуально.

Эффективность по снижению фильтрационной способности пористых сред определяли при прокачке предлагаемого состава через керн на установке УИПК. Этот показатель оценивался по фактору остаточного сопротивления, равному отношению проницаемости образцов породы после и до фильтрации состава:

Ф_о.с.=К_пр ²/К_пр ¹.

Исследования проводились на установке УИПК на естественных кернах карбонатных и терригенных пород различной проницаемости. В опытах использовали образцы кернов песчаников и известняков с высокой проницаемостью, обусловленной наличием каналов, трещин и промытых водой зон. В качестве насыщающих флюидов использовалась пластовая вода с плотностью 1,06 г/см³. Образцы пород насыщались пластовой водой, проводилась фильтрация ее до стабилизации давления, определялась проницаемость по воде К_пр.в ¹. Затем проводилась фильтрация через керн предлагаемого состава в количестве одного порового объема керна и далее осуществлялась выдержка в течение 24 часов. Затем снова проводилась фильтрация пластовой воды до стабилизации давления и определялась проницаемость по воде К_пр.в ².

Данные об ингредиентном содержании исследуемых составов приведены в таблице 1.

Данные о физико-химических характеристиках исследуемых составов приведены в таблице 2.

Данные об эффективности составов по снижению фильтрационной способности кернов приведены в таблице 3.

Данные, приведенные в таблицах 1-3, показывают, что предлагаемый состав при заявленном соотношении ингредиентов имеет следующие преимущества перед известным по прототипу составом:

- является более эффективным по снижению фильтрационной способности кернов, как пористых, так и трещиноватых, и обеспечивает снижение проницаемости кернов по воде в 180-610 раз, в то время как известный состав в условиях трещиноватых пористых сред вообще не обеспечил качественную изоляцию;

- является более устойчивым во времени по своему агрегативному состоянию и по своим физико-химическим свойствам, так, например, предлагаемый состав не расслаивается даже через 30 суток, находясь как в разбавленном виде (при минимальном содержании ингредиентов), так и в концентрированном виде (при максимальном содержании ингредиентов), в то время как состав по прототипу расслаивается через 7-10 часов, что делает его технологически неудобным в использовании;

- компонентная база предлагаемого состава является доступной и широко распространенной, что облегчает потребителям работу с этим составом, в то время как один из компонентов прототипа - нефтебитумный продукт, извлеченный из скважины, не относится к широко применяемым.

Кроме того, использование предлагаемого состава как в промысловых условиях для обработки скважин, так и в строительстве для обработки строительных конструкций систем позволит повысить стойкость к влиянию водной фазы.

Таблица 1Данные об ингредиентном содержании исследуемых составов№№
опытаИнгредиенты состава, мас.%Тяжелые нефтяные остатки переработки нефтиНеонол Аф9-12ВНППСКОПВодаДобавкиПредлагаемый состав1асфальт 621586 2400,10,6752,3-350121037-46011533-560211027-640111046,61,4 силиката натрия7Гудрон 2011,51067,5 8601,52531-960111027,80,2 КМЦ10Битум 1020,6582,4 114011850-12600,521027,5-136011531,20,3 КМЦ + 1,5 силиката натрияСостав по прототипу14Нефтебитумный продукт 602--38-Примечание: 1. В опытах 1-4, 8, 11-12, 14 использовали пресную воду, а в остальных опытах - минерализованную воду.

Таблица 2
Данные о физико-химических характеристиках исследуемых составов№ опытов
из табл. 1Данные о физико-химических характеристиках исследуемых составовУсловная вязкость, сУстойчивость состава при t°СХарактеристика состава20°С80°С1 Не подвержен расслоениюНе подвержен расслоениюЛегкий мелкодисперсный2 ТожеТожеМаловязкий слабоструктурированный3 То жеТо жеТо же4 То жеТожеСредневязкий слабоструктурированный5 То жеТо жеТо же6 То жеТо жеЛегкий мелкодисперсный7 То жеТо жеСредневязкий слабоструктурированный8 То жеТо жеТо же9 То жеТожеЛегкий мелкодисперсный10 То жеТожеМаловязкий слабоструктурированный11 ТожеТо жеСредневязкий слабоструктурированный12 ТожеТо жеСредневязкий слабоструктурированный13   Средневязкий слабоструктурированный14120Расслоение через 10 часовРасслоение через 7 часовЛегкий мелкодисперсныйПримечание: Предлагаемый состав не был подвержен расслаиванию в течение 1 месяца.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а также к области строительства, в частности к составу для снижения фильтрационной способности пористых сред, блокирования и ограничения водопритоков через пористые среды, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для изоляции водопритоков в скважину и выравнивания ее профилей приемистости, а также в строительстве для ограничения фильтрации воды в/через строительные конструкции, среды, строительные системы, выполненные из пористого материала. Состав для снижения фильтрационной способности пористых сред, содержащий высоковязкий нефтепродукт и оксиэтилированный алкилфенол Аф9-12, дополнительно содержит продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С₁₇-С₂₀ и остатков кубовых при производстве капролактама, представляющий собой 20-30%-ный раствор в керосине аминосодержащих продуктов - аминов, иминов и аминоспиртов с аминным числом не менее 100 мг КОН/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления, отход целлюлозно-бумажного производства СКОП, содержащий целлюлозные волокна, и воду, а в качестве высоковязкого нефтепродукта - тяжелые нефтяные остатки переработки нефти, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: тяжелые нефтяные остатки переработки нефти 6-60, оксиэтилированный алкилфенол Аф 9-12 0,1-2,0, указанный продукт поликонденсации 0,6-2,0, отход целлюлозно-бумажного производства СКОП 5-10, вода остальное. В качестве тяжелых нефтяных остатков переработки нефти может быть использован асфальт после установки деасфальтизации, гудрон после вакуумной переработки и окисленные или компаундированные товарные битумы. В качестве воды состав может содержать пресную или минерализованную воду. Состав дополнительно может содержать силикат натрия 0,5-2 мас.% и/или карбоксиметилцеллюлозу 0,1-0,3 мас.%, и/или полиакриламид до 0,3 мас.% или гидроксид алюминия до 10 мас.%, или до 5 мас.% карбамида.

Технический результат - снижение фильтрационной способности пористых сред для любых типов коллекторов, обеспечение стабильности состава и устойчивости его в течение длительного времени. 5 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Состав для снижения фильтрационной способности пористых сред, содержащий высоковязкий нефтепродукт и оксиэтилированный алкилфенол Аф9-12, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С₁₇-С₂₀ и остатков кубовых при производстве капролактама, представляющий собой 20-30%-ный раствор в керосине аминосодержащих продуктов - аминов, иминов и аминоспиртов с аминным числом не менее 100 мг КОН/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления, отход целлюлозно-бумажного производства СКОП, содержащий целлюлозные волокна, и воду, а в качестве высоковязкого нефтепродукта - тяжелые нефтяные остатки переработки нефти, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Тяжелые нефтяные остатки переработки нефти6-60Оксиэтилированный алкилфенол Аф 9-120,1-2,0Указанный продукт поликонденсации0,6-2,0Отход целлюлозно-бумажного производства СКОП5-10ВодаОстальное