СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ВОДОПРОМЫТЫХ ИНТЕРВАЛОВ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2009 года по МПК C09K8/08 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к добыче нефти из неоднородных обводненных пластов в поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Известно, что для улучшения структурно-механических свойств полимерных составов с целью увеличения нефтеотдачи вместе с водорастворимым полимером и сшивателем используют различные наполнители: бентонитовую глину (а.с. СССР №1731942, пат. РФ №2135756, кл. Е21В 43/22, 1992 г.), глинистую суспензию, обработанную хромкалиевыми квасцами (пат. РФ №2078202, кл. Е21В 43/22, 1997 г.), древесную муку (пат. РФ 2071555, кл. Е21В 43/22, 1997 г.). Недостатком указанных составов является низкая эффективность вытеснения нефти по толщине и площади пласта. Во-первых, использование полимеров с концентрацией более 1% вызывает трудности при закачивании растворов в пласт из-за высокой вязкости; во-вторых, процесс приготовления растворов трудоемок и не всегда удается получить однородный раствор.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков (пат. РФ №2147671, кл. Е21В 43/22, 2000 г.), содержащий водный раствор гумата натрия и водорастворимый полимер. Недостатком известного состава является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещинно-поровым коллектором.

Задачей заявляемого изобретения является создание состава для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта, позволяющего за счет увеличения охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов обводненного пласта более полно извлекать нефть из неохваченных воздействием зон и, как следствие, увеличить нефтеотдачу пласта и ограничить отбор воды на участке нефтяной залежи.

Поставленная задача решается тем, что в используемом составе для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта путем закачки в пласт бурового реагента Брег, полиакриламида - ПАА и воды, согласно изобретению в качестве указанного реагента Брег используют Брег-2, который сначала закачивают в пласт в растворе каустической соды, а затем закачивают водный раствор ПАА в углеводородном растворителе, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПАА 0,05-0,3 углеводородный растворитель 10-20 буровой реагент Брег-2 5-10 каустическая сода 5-20 вода 49,7-79,95

Водорастворимый полимер - полиакриламид (ПАА) порошкообразный марок CS-30, ORP-40NT, ДП9-8177 производства фирмы «Каваками Трейдинг, ЛТД», Япония, фирмы «Сиба Шпецалитетенхим Лампертхайм Гмбх», Германия.

Углеводородный растворитель должен содержать не менее 15% ароматических углеводородов. Применяются растворители типа нефрас АР-120/200 по ТУ 38.101809, нефрас С4-150/200 по ТУ 38.1011026, реагент РКД по ТУ 2458-004-39968249-2004, реагент СНПХ 7870 по ТУ 39-05765670-ОП-205-94 и другие марки. Углеводородный растворитель РКД - смесь ароматических, алифатических и нафтеновых углеводородов нормального и изомерного строения с активными добавками, обладающими биоцидными и ингибирующими свойствами по ТУ 2458-004-39968249-2004. Углеводородный растворитель СНПХ 7870 - композиционная смесь ароматических и алифатических углеводородов по ТУ 39-05765670-ОП-205-94.

Буровой реагент Брег-2 по ТУ 2458-008-20672718-2000 представляет собой порошкообразный продукт нейтрализации гуминовых кислот бурого угля гидроокисью натрия.

Каустическая сода (гидроксид натрия технический) по ГОСТ 2263-79 марки РД - раствор диафрагменный, ТР - твердый, ртутный.

В результате использования данного состава одновременно увеличивается приемистость нагнетательных скважин и охват пласта заводнением.

Данного эффекта можно добиться, если вначале блокировать фильтрацию воды по промытым каналам пласта раствором бурового реагента Брег-2 в каустической соде и последующей закачкой водного раствора ПАА в углеводородном растворителе, повышая приемистость, направить закачиваемую воду в плохо дренируемые интервалы.

Состав реагентов готовят путем растворения в два этапа:

1 этап - дозирование бурового реагента Брег-2 в раствор каустической соды;

2 этап - дозирование водного раствора полимера в углеводородный растворитель.

Закачивание состава реагентов в пласт происходит последовательно.

Вначале закачивают оторочку пресной воды, смесь бурового раствора Брег-2 в каустической соде, оторочку пресной воды, следом проталкивают состав закачиваемой водой в объеме 20-30% от общего объема закачиваемых оторочек растворов состава. Скважину останавливают на 10-12 часов на реагирование и образование объемных осадков. Затем закачивают оторочку водного раствора полимера в углеводородном растворителе, оторочку закачиваемой воды в объеме 40-50% от объема водного раствора полимера в углеводородном растворителе и останавливают скважину на 10-12 часов на реагирование. Затем пускают фильтрацию закачиваемой воды системы поддержания пластового давления (ППД).

Остановка скважины на 20-24 часа на первом и втором этапах закачивания растворов реагентов способствует более полному взаимодействию всей системы, а последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) приводит к извлечению нефти из низкопроницаемых зон и повышению охвата пласта заводнением.

Наличие в составе углеводородного растворителя способствует стабилизации микроэмульсии, образованной на границе с нефтью, и сохранению реологических свойств растворов ПАА во времени. Кроме того, углеводородный растворитель способствует растворению и удалению с горной породы адсорбированных асфальтово-смолистых компонентов нефти, тем самым увеличивая фазовую проницаемость пористой среды.

Состав бурового реагента Брег-2 в каустической соде позволяет увеличить объем осадка и улучшить их сцепление между собой и поверхностью породы. При закачивании состава в пласт происходит внутрипластовое смешение с минерализованной водой, образование гидроокисей щелочно-земельных металлов кальция и магния, что приводит к потере седиментационной стабильности (коагуляции) коллоидного раствора гумата натрия в результате роста ионной силы. Коагуляция происходит под действием одно-, двух- и трехвалентных катионов пластовой воды. Осаждение гуминовых веществ и гидроокисей щелочно-земельных металлов приводит к образованию в пласте объемных и рыхлых осадков. Одновременно происходит сорбция дисперсных коллоидных частиц на поверхности пор, что также снижает проницаемость высокопроницаемых участков пласта. Кроме того, каустическая сода улучшает и ускоряет процесс растворения бурового реагента Брег-2. Вся тампонажная масса образуется в промытых каналах и трещинах пласта, заполненных закачиваемой водой, тем самым снижая проницаемость водопромытых каналов пласта, а дальнейшее закачивание водного раствора полимера и углеводородного растворителя направлено в плохо дренируемые интервалы пласта, тем самым повышая охват пласта заводнением.

Объем закачиваемых реагентов: углеводородного растворителя, ПАА, каустической соды, бурового реагента Брег-2 определяется в зависимости от приемистости нагнетательных скважин, толщины пласта и степени обводненности добываемой нефти.

Путем подбора концентраций реагентов и размера оторочки закачиваемой и пресной воды можно регулировать и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта.

Эффективность состава определяют экспериментально по общепринятой методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.).

Исследования проводили на линейных моделях и дезинтегрированном песчанике Арланского месторождения. Состав готовили путем смешения (растворения) водного раствора ПАА в растворителе и Брег-2 в растворе каустической соды. Эксперимент проводили при 24°С и постоянной скорости фильтрации. Действие составов оценивали по изменению фактора сопротивления и по коэффициенту снижения проницаемости модели пласта после закачивания состава. В опытах использовались углеводородные растворители РКД, СНПХ 7870, Нефрас АР 120/200. Результаты исследований приведены в табл.1, 2.

Пример 1. Через модель пласта фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. Затем в модель последовательно закачивали буфер пресной воды (0,1 п.о.), оторочку состава №1: 5% раствора бурового реагента Брег-2 в 5% растворе каустической соды (0,3 п.о.), оторочку пресной воды (0,05 п.о.), оторочку закачиваемой воды (0,09 п.о.). Затем модель выдерживали при температуре 24°С в течение 12 часов, что необходимо для завершения процессов образования осадков. Далее закачивают состав №2: оторочку 0,05% водного раствора полимера в 10% углеводородном растворителе РКД (0,3 п.о.), оторочку закачиваемой воды (0,15 п.о.) и останавливают закачку на 12 часов. После остановки пускают фильтрацию закачиваемой воды. Результаты фильтрационных опытов показывают, что после закачки и продавки оторочки состава через модель пласта происходит рост перепада давления и снижение проницаемости на 60%, фактор сопротивления равен 15,6. Опыт №1, табл.2.

Пример 2. В насыщенную минерализованной водой модель пласта по известной методике подавали 0,3 п.о. состава №1: 10% раствора бурового реагента Брег-2 в 10% растворе каустической соды, до и после состава закачали оторочку (0,1, 0,05 п.о. соответственно) пресной воды, затем закачиваемую воду 0,09 п.о. После выдержки модели в течение 12 часов закачали 0,3 п.о. состава №2: 0,3% водного раствора полимера в 20% углеводородном растворителе РКД, оторочку закачиваемой воды (0,15 п.о.) и останавливали закачку на 12 часов. После остановки пускают фильтрацию закачиваемой воды. В результате применения указанных составов проницаемость модели пласта уменьшилась на 87%, фактор сопротивления - 37,0. Опыт №2, табл.2.

Пример 3. По той же методике проводился опыт по прототипу. В качестве осадкообразующего состава №3 использовался водный раствор 1,5% Брег-2 и 0,1% ПАА марки CS-30. После остановки и фильтрации закачиваемой воды произошло снижение проницаемости пористой среды на 31,5%; фактор сопротивления составил 3,8.

В опытах 4 и 5 в качестве углеводородного растворителя использовались СНПХ 7870 и Нефрас. Снижение проницаемости составляет 81 и 83%, фактор сопротивления 29 и 37,3 соответственно.

Результаты опытов, приведенные в табл.2, показывают, что заявляемые составы уменьшают проницаемость пористой среды в 1,9-2,8 раза по сравнению с прототипом.

Таким образом, полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого состава. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит:

- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;

- уменьшить обводненность добываемой продукции;

- улучшить охрану окружающей среды.

Таблица 1 Характеристика моделей пласта Номер опыта Длина, см Диаметр, см Проницаемость, мкм² Начальная нефтенасыщенность Средняя скорость фильтрации, м/сут 1. 25,0 0,29 1,50 0 3,7 2. 24,8 0,29 1,45 0 3,6 3. 25,2 0,29 1,57 0 3,7 4. 25,1 0,29 1,52 0 3,7 5. 25,1 0,29 1,47 0 3,7

Таблица 2 Результаты фильтрационных экспериментов Номер опыта Порядок закачивания реагентов Объем закачки, п.о. Перепад давления, МПа Фактор сопротивления Коэффициент снижения проницаемости, % 1. Закачиваемая вода 10,0 0,018 1,0   Пресная вода 0,1 0,018     Состав №1 (5% Брег-2+5% каустической соды) 0,3 0,315     Пресная вода 0,05 0,300     Закачиваемая вода 0,09 0,295     Остановка фильтрации на 12 часов Состав №2 (0,05% ПАА+10,0% углеводородного растворителя РКД) 0,3 0,290     Закачиваемая вода 0,15 0,289     Остановка фильтрации на 12 часов Закачиваемая вода 10,0 0,281 15,6 60 (0,6 мкм²) 2. Закачиваемая вода 10,0 0,013 1.0   Пресная вода 0,1 0,013     Состав №1(10% Брег-2+10% каустической соды) 0,3 0,510     Пресная вода 0,05 0,505     Закачиваемая вода 0,09 0,503     Остановка фильтрации на 12 часов Состав №2 (0,3% ПАА+20% углеводородного растворителя РКД) 0,3 0,489     Закачиваемая вода 0,15 0,489     Остановка фильтрации на 12 часов Закачиваемая вода 10,0 0,483 37,0 87,00 (19 мкм²) 3. Закачиваемая вода 10,0 0,018     Пресная вода 0,1 0,018     Состав №3 (1,5% Брег-2+0,10% CS-30) 0,4 0,088     Пресная вода 0,1 0,088     Закачиваемая вода 0,1 0,075     Остановка фильтрации на 12 часов Закачиваемая вода (прототип) 10,0 0,069 3,8 31,5 (1,07 мкм²) 4. Закачиваемая вода 10,0 0,015 1,0   Пресная вода 0,1 0,015     Состав №1 (10% Брег-2+20% каустической соды) 0,3 0,475     Пресная вода 0,05 0,469     Закачиваемая вода 0,09 0,462     Остановка фильтрации (12 часов) Состав №2 (0,3% ПАА+20,0% углеводородного растворителя СНПХ 7870) 0,3 0,525     Закачиваемая вода 0,15 0,527     Остановка фильтрации на 12 часов Закачиваемая вода 10,0 0,435 29,0 81,0(0,288 мкм²) 5. Закачиваемая вода 10,0 0,017 1,0   Пресная вода 0,1 0,017     Состав №1 (10%Брег-2+10% каустической соды) 0,3 0,381     Пресная вода 0,05 0,373     Закачиваемая вода 0,09 0,385     Остановка фильтрации на 12 часов Состав №2 (0,3% ПАА+20,0% углеводородного растворителя Нефрас) 0,3 0,663     Закачиваемая вода 0,15 0,660     Остановка фильтрации на 12 часов Закачиваемая вода 10,0 0,635 37,3 83 (0,25 мкм²) Вода в количестве, мас.%:
пример 1 - 79,95;
пример 2 - 59,7;
пример 4 - 49,7;
пример 5 - 59,7.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к добыче нефти из неоднородных обводненных пластов в поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Технический результат изобретения - повышение извлечения нефти из неохваченных воздействием зон и, как следствие, увеличение нефтеотдачи пласта и ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи. Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта путем закачки в пласт бурового реагента Брег-2, который сначала закачивают в пласт в растворе каустической соды, а затем закачивают водный раствор полиакриламида - ПАА в углеводородном растворителе, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,05-0,3; углеводородный растворитель 10-20; буровой реагент Брег-2 5-10; каустическая сода 5-20; вода 49,7-79,95. 2 табл.

Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта путем закачки в пласт бурового реагента Брег, полиакриламида - ПАА и воды, отличающийся тем, что в качестве указанного реагента Брег используют Брег-2, который сначала закачивают в пласт в растворе каустической соды, а затем закачивают водный раствор ПАА в углеводородном растворителе, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ПАА 0,05-0,3 углеводородный растворитель 10-20 буровой реагент Брег-2 5-10 каустическая сода 5-20 вода 49,7-79,95