СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕДОБЫЧИ Российский патент 2016 года по МПК C09K8/88 C09K8/68 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, с обеспечением повышения нефтеотдачи пласта.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий полиакриламид и бентонитовую глину (SU а.с. №1710708, кл. Е21В 43/22, 1992). Однако этот состав малоэффективен в виду низкой устойчивости дисперсии глины в водном растворе полиакриламида.

Известен состав для регулирования проницаемости пласта (RU патент №2126083, кл. Е21В 43/22, 1999), содержащий смесь хлорида алюминия и соляной кислоты и щелочи. Эффективность применяемого состава является низкой, так как получаемые осадки быстро размываются в пластовых условиях, не выполняя функции по регулированию проницаемости обводненного пропластка.

Известен гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов (RU патент №2058479, кл. Е21В 43/22, 1996) на основе применения гидролизованных полимеров и минерализованной воды или водного раствора солей кальция. В условиях разработки месторождений со слабой минерализацией пластовых вод необходимо использовать значительные объемы растворов солей кальция, что является экономически нецелесообразным.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемым результатам является состав для повышения нефтедобычи (SU, а.с. №985255, кл. Е21В 33/138, 1983), содержащий гидролизованный полиакриламид, сшивающий агент и воду, где в качестве сшивающего агента используется калийхромовые квасцы при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Гидролизованный полиакриламид 0,3-1,0 Калийхромовые квасцы 0,001-0,03 Вода Остальное

К недостаткам данного состава относится низкая степень диссоциации калийхромовых квасцов в минерализованной воде и, как следствие, пониженная прочность образующего геля.

Цель изобретения заключается в повышении эффективности состава, расширении ресурсов сырья и значительном удешевлении состава.

Поставленная задача решается тем, что состав для повышения нефтедобычи, включающий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, содержит воду минерализованную, в качестве полимерного реагента - реагент AC-CSE-1313 марки А, в качестве сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Реагент AC-CSE-1313 марки А 3,0-6,0 Соляная кислота или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0 Фторид аммония 0,1-1,0

Реагент AC-CSE-1313 марки А выпускается ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» по ТУ 2458-013-66875473-2013 с изм. №1 и представляет собой квасцы состава Na3RAl4SiO16, где R - натриевая соль гидролизованного полиакрилонитрила, и является порошком с насыпной плотностью не менее 900 кг/м³, хорошо растворим в пластовых водах. Соляная кислота - 37%-ная. Реагент CSE-0713(производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг», ТУ 2458-007-66875473-2013) представляет собой раствор соляной кислоты и стабилизирующих добавок, а также ПАВ, является жидкостью с содержанием HCl не менее 12% масс. Фторид аммония - ГОСТ 4518-75. Вода - любой минерализации.

Предлагаемый состав проверяют в лабораторных условиях в сравнении с составом-прототипом.

Предлагаемый состав готовят следующим образом: в термостойкой стеклянной колбе объемом 250 мл с пластовой водой смешивают 37%-ную соляную кислоту или реагент CSE-0713 до получения раствора, содержащего НСl 3-8 мас. % (3-8%-ного раствора НСl), затем при перемешивании механической мешалкой насыпают реагент AC-CSE-1313 марки А. Через 20 мин в рабочую смесь добавляют фторид аммония. Полученная таким образом смесь перемешивается в течение 40 мин. Затем термостойкая стеклянная колба вместе с содержимым помещается в сушильный шкаф, где через 5-7 часов при температуре 80°С происходит гелирование указанного состава. Прочность геля определяется визуально.

Пример 1. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-131 марки А - 6,0, соляная кислота (на HCl) - 8,0, фторид аммония - 1,0 и вода с минерализацией 10 г/л - 85,0. Получаемый гель имеет вязкоупругую структуру, относится к «звенящим гелям», не деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания сохраняет структуру геля.

Пример 2. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 4,2, соляная кислота (на HCl) - 6,0, фторид аммония - 0,5 и вода с минерализацией 20 г/л - 89,3. Получаемый гель имеет вязкоупругую структуру, не деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания сохраняет структуру геля.

Пример 3. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 3,0, соляная кислота (на HCl) - 3,0, фторид аммония - 0,1 и вода с минерализацией 40 г/л - 93,9. Получаемый гель имеет подвижную структуру, деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания превращается в золь.

Пример 4. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 6,0, реагент CSE-0713 (на HCl) - 8,0, фторид аммония - 1,0 и вода с минерализацией 10 г/л - 85,0. Получаемый гель имеет вязкоупругую структуру, относится к «звенящим гелям», не деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания сохраняет структуру геля.

Пример 5. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 4,2, реагент CSE-0713 (на HCl) 6,0, фторид аммония 0,5 и вода с минерализацией 20 г/л - 89,3. Получаемый гель имеет вязкоупругую структуру, не деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания сохраняет структуру геля.

Пример 6. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 3,0, реагент CSE-0713 (на HCl) - 3,0, фторид аммония - 0,1 и вода с минерализацией 40 г/л - 93,9. Получаемый гель имеет подвижную структуру, деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания превращается в золь.

Пример 7 - контрольный, масс: реагент AC-CSE-1313 марки А - 3,0, соляная кислота (на HCl) - 3,0, фторид аммония - 1,5 и пластовая вода с минерализацией 40 г/л - 92,5. Получаемый гель имеет подвижную структуру, деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания превращается в золь.

Пример 8 - Прототип.

Состав на основе полиакриламида (ПАА) и калийхромовых квасцов готовят следующим образом:

К 100 мл 0,3%-ного водного раствора ПАА в пластовой воде с минерализацией 40 г/л при перемешивании механической мешалкой приливают 1,2 мл 1%-ного водного раствора калийхромовых квасцов (0,012% на вес приготовленной смеси). Полученную массу перемешивают 10 мин. Через 16-18 часов при температуре 80°С образуется гель.

Полученный гель деформируется при встряхивании, имеет слабую адгезию к поверхности стеклянной колбы, при растворении калийхромовых квасцов в пластовой воде наблюдается взвесь.

Недостатком указанного метода является зависимость степени диссоциации калийхромовых квасцов от минерализации пластовой воды - чем выше минерализация, тем ниже степень диссоциации и, как следствие, пониженная прочность получаемого геля.

Таким образом, приведенные результаты испытания состава, содержащего реагент AC-CSE-1313 марки А, соляную кислоту или реагент CSE-0713, стабилизатор - фторид аммония и воду при заявленных значениях их соотношения, свидетельствуют о возможности получения гелей, обладающих высокой прочностью и приемлемыми для практики сроками гелеобразования.

Таким образом, предлагаемый состав имеет ряд преимуществ перед известными:

1. Применение воды любой минерализации.

2. Термостабильность получаемых гелей.

3. Возможность получения гелей с различными вязкоупругими характеристиками.

Эффективность используемого гелеобразующего состава подтверждается опытными промысловыми работами. Задача предлагаемого изобретения решается путем закачки 6%-ного раствора реагента AC-CSE-1313 марки А в 8%-ном водном растворе соляной кислоты в присутствии 0,5% фторида аммония. Пилотный участок включает одну нагнетательную скважины и 6 добывающих скважин. Приемистость нагнетательной скважины - 144 м³/сут, обводненность добываемой продукции - 96-98%. Среднесуточный дебит по нефти-1,1-1,7 т/сут. Закачивают всего 50 м³ рабочего раствора.

В результате воздействия обводненность добываемой продукции скважин снизилась до 68-87%. Дополнительная добыча нефти за 6 месяцев после проведения обработки составила 3240 т при снижении попутно добываемой воды на 4800 т.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для повышения нефтедобычи, содержащий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, содержит в качестве полимерного реагента реагент AC-CSE-1313 марки А, сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: AC-CSE-1313 марки А, 3,0-6,0, соляная кислота (на HCl) или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0, фторид аммония 0,1-1,0, вода минерализованная - остальное. Технический результат - повышение эффективности, расширение ресурсов. 8 пр.

Состав для повышения нефтедобычи, содержащий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, отличающийся тем, что содержит в качестве полимерного реагента реагент AC-CSE-1313 марки А, сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:
AC-CSE-1313 марки А 3,0-6,0 Соляная кислота (на HCl) или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0 Фторид аммония 0,1-1,0 Вода минерализованная Остальное