СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки пласта нефтяных месторождений, а также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистостости нагнетательных скважин.

Известны способы обработки пласта путем закачки в пласт смеси водных растворов анионного полимера и соли поливалентного металла (патент США №3687200, кл. 168-275, опубл. 1972 г., и патент США №3762476, кл. 166-294, опубл. 1973 г.).

Известен способ обработки пласта, включающий закачку водного раствора анионного полимера и соли поливалентного металла в кислой среде (СССР а.с. №1645472, E21B 43/22, опубл. 30.04.91, Бюл. №16).

Главным недостатком вышеперечисленных изобретений является их низкая термостабильность и затруднено приготовление композиций в холодное время года из-за довольно быстрого их замерзания.

Известен способ обработки пласта нефтяных месторождений, в котором в закачиваемых композициях используют в качестве полимера экзополисахарид (патент РФ 22282653, С09К 8/42, опубл. 27.08.2006, Бюл. №24).

Недостатком известного способа является использование биополимера.

Биополимеры являются термостойкими полимерами, но образуемые на их основе гели являются рыхлыми композициями. При закачке композиций на основе экзополисахарида создаются в пласте невысокие фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточными для значительного снижения обводненности высокообводненных нефтяных скважин или эффективного выравнивания приемистости высокоприемистых нагнетательных скважин. Сквозь гелевый экран, который образуют сшитые композиции на основе экзополисахарида, прорывается вода, так как данные композиции не обладают высокими реологическими свойствами.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ обработки пласта путем закачки в пласт в мас.%: водного раствора анионного полимера - 0,005-5,0; кислоты до pH 0,5-2,5; алифатического или ароматического спирта 0,1-60,0; соли поливалентного металла - 0,002-0,20.

По указанному способу обработки пласта закачиваемые композиции имеют высокую термостабильность, а также возможность приготовления композиций в холодное время года.

Однако закачиваемые композиции имеют невысокие реологические и гидрофобизирующие свойства, а также низкие нефтевытесняющие свойства.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа обработки пласта за счет улучшения реологических и гидрофобизирующих свойств закачиваемых композиций, а также увеличения их нефтевытесняющих свойств.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки пласта нефтяных месторождений путем закачки в пласт композиции, включающей водный раствор анионного полимера, растворимую в воде неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот, алифатический или ароматический спирт или содержащий его продукт, соль поливалентного металла, указанная композиция дополнительно содержит повехностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ, высокодисперсный гидрофобный материал ВДГМ и ингибитор, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор анионного полимера дозируют указанный спирт или содержащий его продукт, ПАВ или смесь ПАВ, ВДГМ и ингибитор и доводят pH реакционной массы до 0,5-3,0 путем добавления указанной кислоты или смеси кислот при следующем содержании компонентов, мас.%:

Водорастворимый анионный полимер 0,004-5,0 Указанный спирт или содержащий его продукт 0,50-50,0 ПАВ или смесь ПАВ 0,50-10,0 ВДГМ 0,1-3,0 Соль поливалентного металла 0,003-0,30 Ингибитор 0,1-3,0 Вода Остальное

В указанном выше способе обработки пласта нефтяных месторождений перед закачкой указанной выше композиции закачивают 0,5-5,0 мас.% наполнителя, в качестве которого используют водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке композиций, при соотношении водопоглощающий полимер: указанный углеводородный растворитель 1:5-1:10.

Проведенные закачки показали, что известные композиции на основе экзополисахарида не создают мощного гелиевого экрана на пути водного потока и вода прорывается сквозь гель. Указанные известные композиции не выдерживают возросших фильтрационных сопротивлений после закачки воды.

Поэтому для создания мощных высокопрочных вязкоупругих композиций необходимо использовать композиции на основе водорастворимых анионных полимеров.

В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА), как низкомолекулярные, так и высокомолекулярные ПАА (П-1) с ММ=0,5-18·10⁶ и степенью гидролиза 5-20% как отечественного производства, например ПАА, выпускающийся по ТУ 6-01-1049-91 и низкомолекулярный ПАА марок АК-631 и АК-642 с ММ 1,0-1,8×10⁶ и степенью гидролиза 5-10%, выпускающийся по ТУ 6-0202-00209-912-65-99 ФГУП Саратовским НИИ полимеров г.Саратов, так и импортного производства, например анионный полимер марки EZ-mud DP, аналог ПАА, или полимер марки Дидрил производства Японии, биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарид марки ГПС или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам СЗ=80-90, например КМЦ марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, КМЦ-800, оксиэтилированную целлюлозу марки ОЭЦ или гидроэтилцеллюлозу ГЭЦ и ее модификации, или метилцеллюлозу марки МЦ, или модифицированную лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлозу марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкую полианионную целлюлозу марки Полицел ПАЦ, выпускающуюся по ТУ 2231-013-32957739-00, полиметакриловую кислоту (ПМАК) или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающуюся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты, или метакриламид марки Метас, полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, поливинилацетатные полимеры, например поливинилацетат (ПВА) и поливиниловый спирт (ПВС), сополимеры винилацетата и винилового спирта.

В качестве алифатического спирта используют как одновалентные спирты: метиловый (МС), этиловый (ЭС), пропиловый (ПС), бутиловый (БС), изопропиловый (ИПС), а также двойные спирты (диолы) - гликоли: этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), пропиленгликоль (ПЭГ) и полигликоли (ПГ), так и многоатомные спирты, например глицерин (ГЛ), а также продукты, их содержащие, например кубовые остатки от производства метилового или бутиловых спиртов (ОКБС), отходы производства, содержащие полигликоли (ОПТ) или полиглицерины.

В качестве ароматического спирта используют фенол (Ф) и продукты, его содержащие, например фенольную смолу (ФС) - отход производства фенола и ацетона.

В качестве соли поливалентного металла используют как соли трехвалентного хрома, алюминия (ацетаты хрома (АХ) или алюминия, сульфаты алюминия (СА), хлориды, хромокалиевые квасцы (ХКК), отходы хромовых квасцов (ОХК), алюмокалиевые квасцы (АКК) и др.), так и соли с более высокой валентностью: хроматы (ХР), бихроматы (БХ), перманганаты одновалентных катионов, триоксиды хрома и другие соли, например хроматы и бихроматы калия и натрия, перманганат калия (ПК) и др.

В качестве кислоты используют кислоту или смеси кислот, например, для обработки терригенных коллекторов обычно используют соляную кислоту или смесь соляной с плавиковой кислотой, или смесь соляной с кремнефтористоводородной кислотой, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, или с бифторидом - фторидом аммония; для карбонатных - соляную или смесь соляной с уксусной, или смесь соляной и концентрата НМК; для полимиктовых глиносодержащих - фосфорную или ортофосфорную кислоту.

В качестве водорастворимых ПАВ используют анионные ПАВ, например АПАВ марки Сульфанол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, а также водорастворимые неионогенные ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ₉-12) неонол-12, выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО Татнефть», либо его товарную форму СНО-3,4, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ».

Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например моющие препараты МП-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МП-80), содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12 мас.%), производимыми по ТУ 2481-007-50622652-99-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и моющий препарат марки «МЛ-супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре.

Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов или нефтенол-001-М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).

В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, представляющий собой четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида, выпускающийся по ТУ 6-01-1-407-89 в виде прозрачной жидкости с массовым содержанием активного вещества не менее 50%, хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне, в нефте нерастворим.

В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пвс), а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.

Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см³ с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

В качестве водопоглощающего полимера используются водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820, а также водопоглощающий полимер марки «Аквамомент».

Водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляют собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас.%, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде - 20-50 г/г. Температура до 80°С не оказывает влияния на свойства полимеров. Полимер выпускается ФГУП «Саратовский НИИ полимеров» по ТУ 6-02-00209912-59-96, сертификат на применение в технологических процессах добычи и транспорта нефти №ТЭК RU. ХПОЗ.5842.070.

Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте ней. Полимер имеет размер частиц менее 0,1 мм, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 900-1000 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л до 300 г/г. Полимер выпускает ФГУП «Саратовский НИИ полимеров».

В качестве инертного носителя используются безводные углеводородные жидкости - керосин, бензин, нефрас, дизельное топливо, диоксан, диизопропиловый эфир, а также спирты, метиловый, этиловый, пропиловый и др., в том числе гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоли), глицерин или отходы, их содержащие.

В качестве растворителя используют сточную или подтоварную (техническую) воду с минерализацией до 30 г/л.

По предлагаемому способу в закачиваемые композиции для защиты коллекторов и трубопроводов дополнительно вводят в состав ингибиторы.

В зависимости от технологической необходимости по предлагаемому способу используют ингибиторы коррозии марок, например Аминкор, Викор 1А и Викор 2, Синкор 9701, нефтехим, СНПХ-6030, СНПХ-6035, СНПХ-6201, СНПХ-6438, СНПХ-6418, реагент марки МаслоПод; ингибиторы бактериальной коррозии, например формалин, уротропин, ЛПЭ-11 В, ИВВ-1, ГИПХ-1, Бактерам-607, СНПХ-1050, Десульфон СНПХ-1100, СНПХ-1260 (сульфан), Сонкор 9801, Сульфоцид-10, Сонцид-8104, ингибиторы солеотложения, например оксиэтилированные алкилфенолы фосфорной кислоты, натриевые нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ), СНПХ-5313, СНПХ-5311, аминофосфаты в количестве 0,1-3,0 мас.%.

В отличие от прототипа закачиваемые композиции по предлагаемому способу дополнительно содержат ПАВ или смесь ПАВ, высокодисперсный гидрофобный материал ВДГМ и ингибитор.

Введение ПАВ снижает межфазное натяжение на границе нефть - кислотный состав и облегчает закачку кислотных композиций в пласт.

Кроме того, при введении ПАВ в закачиваемые композиции повышаются поверхностная активность композиций и увеличиваются их нефтевытесняющие свойства.

При растворении АПАВ в растворах кислот образуются сульфокислоты, при растворении НПАВ - оксониевые соединения. При растворении смесей ПАВ, например АПАВ и НПАВ, образуются смешанные комплексы сульфокислот и оксониевых соединений.

Известно, что кислые растворы ПАВ по сравнению с нейтральными растворами имеют более низкое межфазное натяжение на границе с вытесняемой нефтью, следовательно, более высокую нефтевытесняющую способность.

Функциональные группы вышеперечисленных сульфокислот, оксониевых соединений ПАВ, спирта или содержащих спирт продуктов и функциональные группы полимера в полимерных композициях взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярные комплексы, которые обладают повышенными нефтевытесняющими и реологическими неньютоновскими свойствами.

Так как известные композиции на основе полисахарида являются рыхлыми, то для увеличения мощности гелевого экрана использование наполнителя (водопоглощающего полимера) обязательно.

В отличие от прототипа заявленные композиции являются самодостаточными без наполнителя и могут использоваться для обработки пласта как для значительного снижения обводненности добывающих скважин, так и для снижения проницаемости промытых водой высокопроницаемых и трещиноватых пропластков, выдерживающих высокие фильтрационные сопротивления, образуя надежный гелевый экран.

Вышеуказанные мощные ассоциаты, представляющие собой высокомолекулярные модифицированные полимерные комплексы, дают мощный синергетический эффект вязкости в результате взаимодействия функциональных групп полимера, спирта и ПАВ.

По предлагаемому способу закачку водопоглощающего полимера перед закачкой полимерной композиции производят в особо необходимых случаях: при высокой приемистости свыше 800 м³/сут или при сильных прорывах водотока, или при наличии мощных водных перетоков.

В предложенном способе водонабухающий полимер закачивают только в трех синтезах 3, 5 и 9 (таблица 1).

Перед закачкой кислой поверхностно-активной композиции закачивают наполнитель - водопоглощающий полимер в количестве 0,1-5,0 мас.% в инертном носителе. Водопоглощающие полимеры имеют свойство поглощать воду при контакте с ней и в результате этого набухать.

Для исключения преждевременного набухания водопоглощающий полимер в пласт доставляется в инертном носителе - в безводном углеводородном носителе. После отмывки водой носителя водопоглощающий полимер контактирует с ней, в результате поглощения воды полимер набухает в воде и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.

В результате проведенных исследований определено оптимальное соотношение водопоглощающего полимера к инертному носителю как 1:10 соответственно. Именно при этом соотношении водопоглощающего полимера к инертному носителю при контакте закачиваемой суспензии с водой количество используемого носителя не влияет на набухание водопоглощающего полимера и на качество получаемого состава. Для снижения расхода инертного растворителя при большом содержании водопоглощающего полимера (более 3% мас) соотношение его к инертному растворителю можно уменьшить до 1:5.

Так как набухший водопоглощающий полимер не представляет собой единую связанную структуру, поэтому его можно эффективно использовать в композициях с другими реагентами.

В отличие от аналога по предлагаемому способу можно готовить незамерзающие композиции до (-30) - (-40)°С, так как закачиваемые композиции содержат для этого достаточное количество спирта, который является антифризом. Так, например, полигликоль (ПГ) понижает температуру замерзания: 30% ПГ ДО (-18) - (-20)°С; 40% ПГ до (-28) - (-30)°С; 50% ПГ до (-42) - (-45)°С. Применение антифриза позволяет круглогодично работать в условиях минусовых температур, например в условиях Крайнего Севера.

Высокая коррозийная активность кислот нейтрализуется введенными в закачиваемые композиции ингибиторами коррозии и бактериальной коррозии, которые являются хорошими эмульгаторами. Они обычно являются продуктом взаимодействия жирных кислот и органического амина, которые формируют на внутренней поверхности трубопроводов гидрофобную пленку.

Для увеличения гидрофобизации в предлагаемые композиции ввели высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) перечисленных выше модификаций в количестве 0,1-3,0 мас.%.

Мельчайшие субмикронные частицы высокодисперсного гидрофобного материала легко проникают в поры и микротрещины коллектора, изменяют смачиваемость поверхности. Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, так и для нефти. Так как ВДГМ, имея степень гидрофобности до 99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы за счет мелкого размера частиц и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.

После закачки композиций по предлагаемому способу, например, в глиносодержащий коллектор происходит фобизация глинистых частиц, в результате чего уменьшается толщина гидратных оболочек, окружающих глиняные частицы, что приводит к увеличению эффективных размеров поровых каналов и уменьшению набухания глинистых частиц.

Закачиваемые композиции по предлагаемому способу имеют низкую вязкость и высокую стабильность в условиях высокой температуры, так как содержат в своем составе спирты алифатические или ароматические или продукты, их содержащие. В условиях высокой пластовой температуры (100°С и выше) повышается роль многоатомных спиртов, так как они имеют высокую температуру кипения, которая составляет у низших диолов 188-224°С, у глицерина (триола) - 290°С, что способствует повышению стабильности композиций.

По предлагаемому способу производится подготовка композиций на поверхности следующим образом. В емкости готовят при тщательном перемешивании 0,004-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде. Затем при перемешивании добавляют 0,5-5,0 мас.% алифатического или ароматического спирта или содержащего его продукта, 0,50-10,0 мас.% ПАВ или смеси ПАВ, 0,1-3,0 ВДГМ (если закачиваемые композиции не содержат наполнителя) и кислоты до pH 0,5-3,0, затем при перемешивании дозируют 1,0-10,0%-ный раствор соли поливалентного катиона до концентрации сшивателя в растворе 0,003-0,30 мас.%, добавляют 0,1-3,0 мас.% ингибитора и перемешивают до однородной массы.

При острой необходимости вперед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции в скважину закачивают водопоглощающий полимер, затворенный в указанном инертном носителе. Для этого в емкости при перемешивании затворяют 0,5-5,0 мас.% водопоглощающего полимера в жидком носителе в соотношении 1:10-1:5, после закачки которого закачивают в качестве буфера разделения от воды указанный инертный растворитель.

Перед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции со сшивателем в скважину закачивают водопоглощающий полимер в указанном инертном носителе, после закачки которого закачивают в качестве буфера разделения от воды указанный инертный растворитель.

Структурную вязкость композиций по заявленному способу и способу-прототипу определяют на реовискозиметре Хеплера по времени погружения шарика (t, с) под действием приложенной нагрузки (P, г/см²) и вычисляется эффективная вязкость композиции (М, Па·с) по формуле М=к·Р·t, где к - постоянная вискозиметра. После выдержки приготовленных композиций в течение 24 час определяют вязкости образовавшихся гелей на реовискозиметре Хеплера при pH 7, доводя pH дозировкой водного раствора едкого натрия.

Структурная вязкость композиций по предлагаемому способу и способу-прототипу представлена в табл.1.

Технология применения закачиваемых композиций по предлагаемому способу заключается в закачке их в пласт из расчета 0,5-50 м³ на метр толщины пласта и продавке их из ствола скважины в пласт закачиваемой водой для нагнетательных скважин или безводной нефтью для нефтяных скважин, выдержке в пласте в течение 12-36 час и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин и закачке воды для нагнетательных скважин.

Предлагаемый способ используют для обработки пласта нефтяных месторождений, а также он может быть использован для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для изоляции водопритока в нефтяные скважины.

Для нагнетательных скважин композиции закачивают в пласт до снижения приемистости скважины на 30-50%.

Для нефтяных скважин композиции закачивают в пласт для проведения изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины, что приводит к увеличению добычи нефти на каждую скважино-операцию с одновременным уменьшением добычи воды.

Применение органического антифриза позволит готовить незамерзающие композиции по предлагаемому составу в условиях минусовых температур.

Для определения снижения проницаемости коллекторов после закачки предлагаемых составов и их нефтевытесняющей способности были проведены фильтрационные исследования.

Пример 1

По предлагаемому способу закачиваемые композиции содержат 0,004-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 0,5-50,0 мас.% алифатического или ароматического спирта или отходов, их содержащих; 0,50-10,0 мас.% ПАВ или смеси ПАВ; 0,1-3,0 ВДГМ; кислоты до pH 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона, 0,1-3,0 мас.% ингибитора.

В качестве кислоты дозируют до pH 0,5-3 в синтезах: 1-3, 5 - соляную кислоту до pH 1, в 7 и 9 - смесь соляной с плавиковой кислотой до pH 3, в 11, 13, 14 - смесь соляной с уксусной кислотой до pH 0,5, в 15-18 - смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония до pH 2, в 19, 20, 22 - фосфорную кислоту до pH 2,5, в 24-26 - ортофосфорную кислоту до pH 1.

Закачиваемые композиции с наполнителем (водопоглощающим полимером) представлены в табл.1 синтезами 3, 5, 9.

Перед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции со сшивателем через колонку закачивают водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе в соотношении 1:5-1:10, например в синтезе 3 - 0,5 мас.% АК-639 (В-615) в этиловом спирте в соотношении 1:5, в синтезе 5 - 2,0 мас.%. Аквамомент в полигликоли в соотношении 1:10, в синтезе 9 - 5 мас.% АК-639 (В-820) в керосине в соотношении 1:10, после закачки которых закачивают 0,2 объема указанного инертного растворителя в качестве буфера разделения от воды.

Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 3,20-5,50 мкм² (K₁). Затем предлагаемые композиции фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости. С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций. После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды.

После этого определяют проницаемость по воде (К₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиций: K₁/К₂ 100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.

Пример 2

По прототипу закачивают композиции, содержащие 0,004-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 0,5-50,0 мас.% алифатического или ароматического спирта или отходов, их содержащих; кислоты до pH 0,5-3,0 и 0,003-0,20 мас.% соли поливалентного катиона.

В качестве кислоты дозируют в синтезах: в 4, 6 - соляную кислоту до pH 1, в 8, 10 - смесь соляной с плавиковой кислотой до pH 2, в 12 - смесь соляной с уксусной кислотой до pH 2,5, в 21 - фосфорную кислоту до pH 3, в 23 - ортофосфорную кислоту до pH 0,5.

По прототипу фильтруют приготовленные композиции через водонасыщенную колонку на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 1).

После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К₃). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K₁/К₂ 100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.

Пример 3

По предлагаемому способу приготовленные композиции и приготовленные по прототипу фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.

Приготовленные для фильтрации керны из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют вышеуказанной смесью. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по воде, затем керн насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-36,0% и 3,05-4,65 мкм² (К₁) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Через колонку прокачивают один объем пор композиций.

Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (t<2), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: К₂/К₁ 100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.3.

Пример 4

Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов и составов по прототипу определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.

После этого в колонку под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна, которая составила 64,0-77,0%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м³ и динамической вязкостью 8,5 мПас при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемых вышеуказанных композиций и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации композиций по предлагаемому способу и прототипу по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.4

Техническим результатом является повышение эффективности способа обработки пласта за счет улучшения реологических и гидрофобизирующих свойств закачиваемых композиций, а также увеличения их нефтевытесняющих свойств.

За счет введения ПАВ или смеси ПАВ улучшаются фильтрационные характеристики скважины, в результате чего увеличивается фазовая проницаемость скважины по нефти.

За счет введения высокодисперсного гидрофобного материала в закачиваемые композиции изменяется смачиваемость поверхности породы, а именно увеличивается гидрофобизация породы коллектора. При этом снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода - порода - нефть и увеличивается относительная проницаемость пласта по нефти, увеличивается нефтевытесняющая способность состава, в результате чего повышается дебит нефти.

Кроме того, при острой необходимости предлагаемую композицию можно закачать с водопоглощающим полимером. В результате создаются дополнительно повышенные сопротивления в пористой среде и, в первую очередь, перекрываются крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.

Таблица 2 Результаты фильтрации композиций с целью понижения проницаемости водонасыщенных коллекторов № п/п Способ Проницаемость, мкм² Понижение проницаемости, K₁/К₂, % до обработки, K₁ после обработки, К₂ 1 2 3 4 5 1 Заявляемый 3,20 3,04 105 2 Заявляемый 3,45 2,73 126 3 Заявляемый 3,62 1,15 315 4 Прототип 3,54 2,70 131 5 Заявляемый 4,63 1,08 428 6 Прототип 4,81 3,43 140 7 Заявляемый 4,35 1,29 336 8 Прототип 4,00 2,42 165 9 Заявляемый 5,50 1,32 415 10 Прототип 5,22 4,42 118 11 Заявляемый 5,18 1,67 310 12 Прототип 5,05 3,48 145 15 Заявляемый 4,48 1,77 253 18 Заявляемый 4,12 1,49 275 20 Заявляемый 4,23 1,45 291 21 Прототип 4,08 3,138 130 22 Заявляемый 4,45 1,51 295 23 Прототип 4,61 3,65 126 26 Заявляемый 4,92 1,56 315

Таблица 3 Результаты фильтрации композиций с целью повышения проницаемости коллектора, насыщенного нефтью с остаточной водонасыщенностью 23-36% № п/п Способ Проницаемость, мкм² Повышение проницаемости, К₂/К₁, % до обработки, К₁ после обработки, К₂ 1 2 3 4 5 1 Заявляемый 3,05 3,14 103 2 Заявляемый 3,16 3,47 110 3 Заявляемый 4,11 7,60 185 4 Прототип 4,03 4,55 113 5 Заявляемый 3,75 8,62 230 6 Прототип 3,91 4,53 116 7 Заявляемый 4,30 11,09 258 8 Прототип 4,11 5,05 123 9 Заявляемый 4,22 11,39 270 10 Прототип 4,25 5,01 118 11 Заявляемый 4,43 11,42 258 12 Прототип 4,16 4,99 120 13 Заявляемый 4,06 6,94 171 14 Заявляемый 4,53 8,29 183 15 Заявляемый 4,65 9,76 210 18 Заявляемый 4,12 11,94 290 19 Заявляемый 4,20 11,34 270 20 Заявляемый 4,38 11,47 262 21 Прототип 4,24 6,17 125 22 Заявляемый 3,80 9,88 260 23 Прототип 3,63 4,28 118 26 Заявляемый 3,92 10,50 268

Таблица 4 Нефтевытесняющая способность композиций № п/п Способ Начальная нефтенасыщенность, % Коэффициент нефтевытеснения нефти по воде прирост общий 1 2 3 4 5 6 1 Заявляемый 64,0 0,62 0,18 0,80 2 Заявляемый 64,3 0,63 0,22 0,85 3 Заявляемый 64,7 0,63 0,25 0,88 4 Прототип 65,1 0,62 0,21 0,83 5 Заявляемый 65,3 0,64 0,30 0,93 6 Прототип 66,7 0,63 0,22 0,85 7 Заявляемый 65,5 0,64 0,28 0,92 8 Прототип 65,2 0,62 0,20 0,82 9 Заявляемый 67,5 0,65 0,31 0,96 10 Прототип 68,6 0,63 0,22 0,85 11 Заявляемый 69,6 0,64 0,29 0,93 12 Прототип 69,2 0,62 0,20 0,82 13 Заявляемый 65,0 0,62 0,26 0,88 14 Заявляемый 70,1 0,62 0,28 0,90 15 Заявляемый 70,6 0,63 0,27 0,90 18 Заявляемый 73,8 0,65 0,28 0,93 19 Заявляемый 71,8 0,65 0,30 0,95 20 Заявляемый 72,5 0,65 0,29 0,94 21 Прототип 72,0 0,62 0,21 0,83 22 Заявляемый 77,0 0,64 0,28 0,92 23 Прототип 76,5 0,62 0,21 0,83 26 Заявляемый 73,5 0,65 0,30 0,95

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки пласта нефтяных месторождений, а также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистостости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта за счет улучшения реологических и гидрофобизирующих свойств закачиваемых композиций, а также увеличения их нефтевытесняющих свойств. В способе обработки пласта нефтяных месторождений путем закачки в пласт композиции, включающей водный раствор анионного полимера, растворимую в воде неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот, алифатический или ароматический спирт или содержащий его продукт, соль поливалентного металла, указанная композиция дополнительно содержит повехностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ, высокодисперсный гидрофобный материал ВДГМ и ингибитор, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор анионного полимера дозируют указанный спирт или содержащий его продукт, ПАВ или смесь ПАВ, ВДГМ и ингибитор и доводят pH реакционной массы до 0,5-3,0 путем добавления указанной кислоты или смеси кислот при следующем содержании компонентов, мас.%: водорастворимый анионный полимер 0,004-5,0, указанный спирт или содержащий его продукт 0,50-50,0, ПАВ или смесь ПАВ 0,50-10,0, ВДГМ 0,1-3,0, соль поливалентного металла 0,003-0,30, ингибитор 0,1-3,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

1. Способ обработки пласта нефтяных месторождений путем закачки в пласт композиции, включающей водный раствор анионного полимера, растворимую в воде неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот, алифатический или ароматический спирт или содержащий его продукт, соль поливалентного металла, отличающийся тем, что указанная композиция дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ, высокодисперсный гидрофобный материал ВДГМ и ингибитор, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор анионного полимера дозируют указанный спирт или содержащий его продукт, ПАВ или смесь ПАВ, ВДГМ и ингибитор и доводят pH реакционной массы до 0,5-3,0 путем добавления указанной кислоты или смеси кислот при следующем содержании компонентов, мас.%:
Водорастворимый анионный полимер 0,004-5,0 Указанный спирт или содержащий его продукт 0,50-50,0 ПАВ или смесь ПАВ 0,50-10,0 ВДГМ 0,1-3,0 Соль поливалентного металла 0,003-0,30 Ингибитор 0,1-3,0 Вода Остальное

2. Способ обработки пласта нефтяных месторождений по п.1, отличающийся тем, что перед закачкой указанной выше композиции закачивают 0,5-5,0 мас.% наполнителя, в качестве которого используют водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке композиций, при соотношении водопоглощающий полимер: указанный углеводородный растворитель 1:5-1:10.