Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения Российский патент 2019 года по МПК C09K8/575 E21B43/22 

Область техники

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для регулирования охвата неоднородных по проницаемости пластов процессами вытеснения нефти закачиваемым агентом (водой, газом и т.д.), снижения обводненности добываемой продукции и, как следствие, увеличения нефтеотдачи с помощью закачки в нефтяной пласт специальных составов.

Предшествующий уровень техники

Основным методом разработки нефтяных залежей и увеличения нефтеотдачи пластов является заводнение.

В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В процессе разработки залежей и применения заводнения, отмечаются явления опережающего движения закачиваемых вод по пропласткам и зонам с высокими фильтрационными свойствами и их обводнению. Данный факт приводит к последующему движению воды по промытым пропласткам без совершения полезной работы по вытеснению нефти и недостижению проектного охвата пластов заводнением, что в целом снижает эффективность разработки месторождения. При этом пропластки и участки залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами остаются невовлеченными в процесс разработки и обводненность добываемой продукции значительно превышает выработанность запасов нефти.

Для повышения охвата пласта заводнением по толщине и по площади, а, следовательно, и увеличения нефтеизвлечения необходимо увеличить сопротивление движению воды в промытых высокопроницаемых зонах нефтеносного пласта, создать гидродинамические барьеры и тем самым направить закачиваемую воду в неохваченные вытеснением более низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки. Такой результат можно достигнуть путем закачки в пласт составов, ограничивающих фильтрацию воды через высокообводненные (или полностью промытые) нефтяные пропластки и изменить направление гидродинамических потоков в пласте.

Основные требования к составам по регулированию охвата пластов заводнением и создаваемому гидродинамическому барьеру: технологичность, прочность, стойкость к разрушению во времени и экономическая целесообразность.

Известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.

С целью ограничения фильтрации в обводненных зонах на фоне заводнения применяют методы увеличения нефтеотдачи с использованием вязкоупругих составов, гелей на основе полимеров, щелочно-полимерных составов, силикатных композиций и других.

Из осадкообразующих составов широко распространенными в настоящее время считаются силикатно-щелочные составы (СЩС), щелочно-полимерные растворы (ЩПР), аммиачная вода, метилцеллюлоза, основанные на взаимодействии с пластовой водой с образованием нерастворимого осадка.

Известен способ регулирования нефтяных пластов (патент США №4332297, опубл. 1982 г.) посредством избирательного регулирования потока жидкости через зоны коллектора с высокой проницаемостью закачкой водного раствора полимера с последующей закачкой водного раствора силиката щелочного металла. Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде растворы не перемешиваются и не образуют во всем объеме ни ассоциатов, ни осадка, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача остается невысокой.

Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов (Патент РФ №2146002, опубл. 2000 г.). Периодически через нагнетательную скважину с восстановленным в призабойной зоне пластовым давлением закачивают водные растворы силиката щелочного металла и полимера, которые перед закачкой смешивают с минерализованной водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л. Смесь закачивают оторочками, переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более, в каждой последующей оторочке уменьшают количество водорастворимого полимера и силиката щелочного металла, при этом общее уменьшение количества водорастворимого полимера лежит в пределах от 0,1 до 0,001 мас. %, количество силиката щелочного металла в пределах от 10 до 0,1 мас. %, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас. %. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Однако способ недостаточно эффективен для высокопроницаемых промытых зон, так как при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и отлагаются в виде пробок в высокопроницаемых зонах, однако их прочность низкая, и они быстро вымываются, что приводит к кратковременной эффективности способа.

Одним из эффективных методов воздействия для глубокой обработки пласта является процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия, испытанный и внедренный на обводненных нефтяных залежах.

В основе технологии применения силикатных составов лежит их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков CaSiO₃, MgSiO₃, Mg(OH)₂, Са(ОН)₂ или гелеобразных систем.

Осадки солей кремнекислоты являются коллоидами, они способны снижать проницаемость среды в 4-10 раз. Осадки гидроокиси магния и кальция снижают проницаемость в меньшей степени, в 1,5-2 раза. Замечено, что гели кремнекислоты обладают малой механической прочностью на сжатие (менее 0,1 МПа) и характеризуются некоторым начальным напряжением сдвига. Эффект тампонирования достигается вследствие наличия у геля начального сдвига, но из-за малого его значения тампонирующий экран, полученный на его основе, быстро разрушается и вытесняется. Механическая прочность геля повышается путем введения в силикатные растворы специальных добавок, что позволяет сохранить тампонирующий эффект водоизолирующего слоя в обводненных зонах при очень большой депрессии (до 20-25 МПа). К таким добавкам относятся полимеры, при использовании которых образуются межмолекулярные связи между стенками пор и поверхностью осадков, что способствует повышению стабильности слоя и его прочности. Широкие возможности применения силикатов обусловливаются их свойствами, которые сохраняются даже при высоком давлении и температуре до 200°С. Это позволило разработать и внедрить с их использованием способы селективного ограничения водопритоков из глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов. В этих условиях большинство полимерных и кремнийорганических составов малоэффективны.

Способностью к образованию объемных гелеобразных стабильных осадков во времени обладают аммиачно-силикатные растворы с хлористым кальцием. С целью повышения стабильности осадков при повышении температуры до 70-80°С исследовались добавки различных водорастворимых полимеров, обладающих флокулирующей способностью, например, ПАА, гипана, демана ВПК-402.

Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водного раствора полиакриламида и полимердисперсной системы (ПДС), содержащих едкий натр, оторочками в объеме до 200 м³ до снижения приемистости нагнетательной скважины на величину не более 50% и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ №2044872, опубл. 27.09.1995). Известный способ зачастую бывает невоспроизводим, т.к. при закачке 50 м³ ПДС возможно снижение приемистости на величину более 50%. Кроме того, создание за счет едкого натра подвижной ПДС способствует быстрому снижению эффективности обработки и приводит к необходимости частого проведения повторных закачек.

Известен состав для добычи нефти из неоднородного пласта, включающий закачку дисперсной полимерной системы, состоящей из смеси анионного полимера, соли поливалентного катиона и воды (Патент РФ №2215870, опубл. 10.11.2003). В результате взаимодействия полиакриламида и соли катиона при оптимальном соотношении происходит сшивание двух полимерных сегментов, находящихся на некотором расстоянии друг от друга, в результате образуется дисперсия коллоидных частиц - капсулированная полимерная система. Однако вязкоупругие свойства капсулированных полимерных систем возрастают в некоторых случаях на несколько порядков, и при движении в пористой среде создают значительные фильтрационные сопротивления. Недостатком применения данного состава является то, что он не эффективен в высокопроницаемых пластах из-за недостаточного содержания полимера и соли поливалентного катиона в смеси. Вследствие этого количество образующихся капсулированных систем и их размеры недостаточны для закупоривания высокопроницаемых зон пласта.

Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт порций растворов полиакриламида и соли алюминия с буфером воды (Патент РФ №2086757, опубл. 1997) между ними для проведения изоляционных работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с помощью вязкоупругих составов на основе полиакриламида (ПАА). Способ включает последовательную закачку в пласт растворов ПАА и соли алюминия. Между оторочками ПАА и соли алюминия закачивают оторочку пресной воды.

Недостатком этого способа является то, что в пласт закачивается по одной оторочке ПАА и соли алюминия с буфером воды между ними с устья каждой скважины. При закачке оторочек компонентов (полимера и соли алюминия) и буфера воды малого объема (до 10-50 м³), обеспечивающих качественное смешивание ПАА и соли алюминия, воздействие на пласт будет не эффективно из-за недостаточного объема оторочки после смешивания ПАА и соли алюминия. При увеличении количества реагентов до количества, достаточного для получения результатов кольматации и выравнивания фронтов заводнения пласта, невозможно достижение качественного смешения в пласте при использовании по одной оторочке компонентов и требуется практически двукратное увеличение закачки количества реагентов, что ведет к увеличению затрат на реализацию способа. Кроме того, при приготовлении раствора ПАА на поверхности для закачки в скважину необходимо полное растворение ПАА в пресной воде в течение 60 мин, в сточной воде в течение 90 мин, что приводит к лишним затратам. При этом после закачки состава в пласт требуется выдержка скважины в течение трех суток на период гелеобразования, что связано также с дополнительной затратой времени на проведение процесса. Приготовление и закачка состава производится индивидуально в одну скважину с устья.

Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 70°С происходят разрушение молекул полимеров и снижение эффективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов. При проницаемости пласта менее 0,1 мкм² при закачке полимерных растворов происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул полимера, так как размеры молекул раствора больше размеров пор.

В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных полимеров становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения воды, а более устойчивые полимеры биологического происхождения пока практически недоступны.

Известен способ разработки неоднородной обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2528183, опубл. 10.09.2014), включающий закачку через нагнетательные скважины водного раствора, включающего коагулянт: водные растворы солей многовалентных металлов, водные растворы сшивающих агентов, полимердисперсную систему и ПАВ. Причем закачку реагентов ведут в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи и обводненности нефтепродукта, в виде их отдельных оторочек или в виде их смеси с компонентами полимердисперсной системы и с буферным объемом воды между компонентами полимердисперсной системы.

Недостатком используемого рабочего агента является наличие полимерного реагента. Полимеры являются дефицитными и дорогостоящими продуктами, нестабильным при высоких пластовых температурах и повышенной минерализации, процесс такого заводнения достаточно трудоемкий.

Кроме того, имеются способы регулирования охвата пластов заводнением, относящихся к термотропной группе на основе композиций химических реагентов, увеличивающих реологические свойства гелей, получаемых в пластовых условиях.

Известен гелеобразующий при растворении в воде реагент «Галка-Термогель» (ТУ 2163-015-00205067-01, 2001) - композиция на основе гидроксохлорида алюминия, содержащая также карбамид и уротропин. Применение в составе уротропина приводит к уусложнению технологического процесса его получения, хранения и применения в связи с тем, что уротропин требует особых условий обращения и хранения, а именно: в темных и сухих прохладных помещениях. Кроме того, уротропин очень летуч, имеет неприятный запах.

Известен состав для повышения нефтеотдачи (патент РФ №2076202, опубл. 1997), содержащий полиакриламид, хлорид алюминия, карбамид и воду. Основным недостатком данного состава, является отсутствие эффекта повышения структурно-механических и реологических свойств геля, при температурах 90°С и выше, что существенно ограничивает область применения данного состава.

Известен способ разработки неоднородной обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2541667, опубл. 20.02.2015), на основе состава, включающего алюминия хлорид марки А-5, карбамид марки А, кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н и воду. Недостатком используемого рабочего агента является недостаточная прочность, образуемых гелей и синерезис (выделение воды из объема геля) через 5-10 суток, что приводит к уменьшению объема гелей восстановлению проницаемости высокопроводящих обводненных каналов.

Наиболее близким к заявляемому составу и способу его применения является способ для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением с применением коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт (патент РФ №2581070, опубл. 10.04.2016). В основу действия указанного состава заложен процесс коагуляции, который реализуется в пластовых условиях: частицы-загрязнители закачиваемой воды (ТВЧ, остатки нефти и частицы породы) захватываются адсорбционными центрами основных компонентов реагента «титановый коагулянт»: соединения титана (TiO₂, TiO₃) и алюминия (Al₂O₃, AlCl₃) и образуют осадок, который имеет недостаточную прочность.

Разработанная технология имеет существенный недостаток - отсроченный технологический эффект, обусловленный необходимостью контакта реагента с большими объемами закачиваемой воды (в 50-100 раз превышающие объем закачиваемого рабочего агента) для формирования осадка - продукта коагуляции. В случае применения закачиваемой воды с недостаточным количеством взвешенных частиц и нефтепродуктов, процесс коагуляции отсутствует и данная технология неэффективна, что ограничивает область применения состава.

Указанный недостаток может быть устранен путем введения в состав рабочего агента дополнительного компонента - карбамида, который при комнатной температуре не реагирует с титановым коагулянтом. В пластовых условиях повышение температуры раствора до 80-90°С инициирует взаимодействие карбамида с одним из компонентов титанового коагулянта - хлористым алюминием, что приводит к образованию прочного геля. Образующийся гель превосходит по своим прочностным характеристикам известные гели-аналоги, например, термотропные составы «Галка», «РВ-ЗП» и т.д., ввиду того, что нерастворимые компоненты титанового коагулянта выполняют роль армирующей добавки.

Раскрытие изобретения

Технический результат, достигаемый заявленным изобретением, заключается в повышении эффективности состава реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением за счет увеличения срока его работоспособности, улучшения реологических

свойств получаемого в пластовых условиях геля, а именно, прочностные характеристики геля, снижение времени гелеобразования, отсутствие синерезиса, и как следствие его применения увеличение охвата пластов заводнением на 10-30%, а нефтеотдачи залежи на 0,01-2%.

Указанный технический результат достигается применением состава реагента для разработки нефтяного месторождения, включающего титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, гидроксохлорид алюминия и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Титановый коагулянт 10-40 Гидроксохлорид алюминия 20-40 Карбамид 40-60.

Карбамид при комнатной температуре не реагирует с титановым коагулянтом и соединениями алюминия. В пластовых условиях при повышении температуры раствора до 70-120°С, инициируется взаимодействие карбамида с одним из компонентов титанового коагулянта - хлористым алюминием и дополнительно введенным гидроксохлоридом алюминия, что приводит к образованию прочного геля.

Титановый коагулянт представляет собой сложную композицию на основе соединений титана и алюминия (оксидов, гидроксидов, хлоридов и оксигидрохлоридов). Водный раствор (суспензия) коагулянта является неорганическим полимером.

Титановый коагулянт представляет собой белый мелкодисперсный порошок с низкой объемной плотностью 0,80±0,1 г/см³, при смешивании с водой образует суспензию, размер частиц растворенного в воде коагулянта - около 5 мкм. В диапазоне концентраций 1-30% водный раствор является ньютоновской жидкостью, при этом раствор имеет рН=3-5. Содержащиеся в коагулянте соединения алюминия (AlCl₃, Al₂O₃), дополнительно создают тонкодисперсную взвесь, которая упрочняет образованную гелевую систему. В целом, гелеобразная система с повышенной вязкостью увеличивает фильтрационные сопротивления в высокопроводящих каналах пласта, что приводит к перераспределению закачиваемых вод и увеличению охвата пластов заводнением.

Суспензия, содержащая нерастворимые частицы коагулянта упрочняет (армирует) гель, который по своим прочностным характеристикам превосходит известные гели-аналоги (термотропные составы «Галка», «Термогель», Термогос», «РВ-ЗП» и его модификации и т.д.). Кроме того, учитывая адсорбционный свойства коагулянта отсутствуют явления синерезиса геля.

Таким образом, после закачки водного раствора заявляемого состава реагента («Реагент ТК-2»), в пластовых условиях образуется прочный термотропный гель (первичный механизм), являющийся гидродинамическим барьером, образованный за счет растворимых компонентов титанового коагулянта.

В процессе последующей прокачки воды и нахождению в пласте, образованный гель, обладающий более высокими прочностными характеристиками по отношению к широко применяемым термотропным составам (например: «Галка», «Термогель», Термогос», «РВ-ЗП» и др.) со временем будет подвергаться разрушению (размыву).

Однако по мере разрушения первичного гидродинамического барьера - термотропного геля, будут высвобождаться нерастворимые компоненты титанового коагулянта (TiO₂, Al₂O₃) и начинает реализовываться вторичный механизм на основе коагуляции. При контакте с закачиваемой водой освобожденные адсорбционные центры нерастворимых компонентов послужат основой для формирования вторичного гидродинамического барьера.

Указанный технический результат достигается способом разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт 5-20 мас. % водной суспензии реагента, включающего титановый коагулянт, гидроксохлорид алюминия и карбамид, при этом закачку осуществляют при общем объеме одной обработки 50-5000 м³.

Соединения титана (TiCl₄, ТiО₂), являются наиболее активной частью реагента, и при взаимодействии с водой образуют развитые линейные структуры - неорганический полимер, состоящий из сцепленных частиц с большим количеством адсорбционных центров, которые за счет электростатического притяжения образуют коллоидную систему в виде геля.

Содержащиеся в коагулянте соединения алюминия (AlCl₃, Al₂O₃), дополнительно создают тонкодисперсную взвесь, которая упрочняет образованную гелевую систему. В зависимости от концентрации реагента жидкая суспензия даже после отделения твердых частиц путем фильтрации обладает большей вязкостью, чем вода - растворитель.

Указанный состав способствует образованию геля внутри пласта, что позволяет блокировать его высокопроницаемые участки. Эффективность состава была подтверждена лабораторными исследованиями. Изучено влияние времени и температуры гелеобразования в зависимости от концентрации титанового коагулянта, карбамида и гидрохлорида алюминия.

Осуществление изобретения

Потокоотклоняющие технологии основаны на закачке в нагнетательные скважины растворов реагентов, предназначенных для снижения проницаемости высокопроницаемых прослоев пласта (вплоть до их блокирования), с целью выравнивания приемистости скважины по разрезу пласта и, тем самым, создания более равномерного фронта вытеснения и уменьшения прорывов воды в добывающие скважины. Данные технологии активно используются в России с 80-х годов прошлого века и в настоящее время широко используются во всех нефтедобывающих регионах России.

Технология закачки в нагнетательные скважины водного раствора коагулянта, карбамида и гидроксихлорида алюминия, относится к категории потокоотклоняющих. Задача указанных технологий состоит в снижении проводимости промытых зон пласта, что увеличивает область нефтевытеснения, и в свою очередь способствует увеличению коэффициента охвата, текущего коэффициента нефтеотдачи и снижению обводненности добываемой жидкости.

Эффективность применения технологии оценивается по количеству дополнительно добытой нефти на одну обработку нагнетательной скважины (скв./операцию). Для разных объектов (в зависимости от геолого-физических свойств - ГФХ и состояния разработки залежей нефти) дополнительная добыча изменяется от 200 до 1500 тонн нефти. Прямую зависимость между концентрацией раствора «Реагента ТК-2» и дополнительной добычей привести сложно, поскольку концентрация раствора в первую очередь определяется приемистостью нагнетательных скважин (ГФХ) при выборе стратегии обработок.

Технология обработки нагнетательных скважин заключается в следующем:

1.1. Выбирается концентрация рабочего агента.

Выбор концентрация рабочего агента зависит от проницаемости и эффективной мощности пласта и фактической приемистости нагнетательной скважины, которая является производной фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) объекта, то есть от толщины, пористости, проницаемости коллектора, наличия высокопроницаемых каналов и т.д.

Рекомендуемые концентрации и объемы закачки реагента от приемистости скважины представлены в таблице 1:

1.2. Выбор объема закачки рабочего агента индивидуально в каждую скважину.

Объем закачиваемого реагента выбирают с учетом результатов трассерных исследований, которые проводят по общепринятым методикам, и позволяют определить суммарные объемы высокопроницаемых фильтрационных каналов (эффективный объем трубок тока). С учетом коэффициента запаса, рекомендуемый общий объем одной обработки составляет 1,0-2,0 указанного объема суммарных эффективных трубок тока и составляет 50-3000 м³.

Состав применяют путем растворения в воде в соотношении 1:5-1:20 непосредственно перед закачкой в скважину. Состав фасуется в мешки по 25 кг для удобства работы обслуживающему персоналу или в биг-бэги массой 500 и 1200 кг. Перед использованием тара вскрывается. Реагент могут растворять в промежуточной емкости, полученный раствор закачивать в скважину, или дозировать через эжектор в водовод в скважину. Последнее может быть реализовано только в случае сыпучей формы реагента.

Опыт применения потокоотклоняющих технологий свидетельствует о максимальной эффективности технологий на ранних стадии заводнения и высокой фильтрационной неоднородности продуктивного разреза. Тем не менее, применение на поздних стадиях эффективность достаточна высока и в обязательном порядке технологии должны применяться в связи с увеличением фильтрационной неоднородности (рост фазовых проницаемостей для воды) и снижением коэффициента полезного действия закачиваемой воды, движущейся по сложившемся каналам фильтрации (трубкам тока) без совершения полезной работы по вытеснению нефти.

Разрабатывают неоднородное многопластовое многоэлементное нефтяное месторождение. Выполняют отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента - суспензии «Реагента ТК-2» через нагнетательные скважины. Анализируют состояние разработки месторождения по обводненности продукции, профилю приемистости и величине приемистости нагнетательных скважин.

Примеры осуществления изобретения

В опытах использовались следующие реагенты:

1. Титановый коагулянт ТУ 2163-002-877-07-082-2013;

2. Карбамид марки ГОСТ 2081-2010;

3. Гидроксохлорид алюминия ТУ 2163-069-002-05067-2007.

4. Вода.

Расчетное количество полученного термотропного гелеобразующего состава помещали в стеклянную колбу, добавляли необходимое количество технической воды, полученные растворы тщательно перемешивали, закрывали и помещали в термошкаф при заданной температуре. Контроль проводился визуальным способом. При температуре 90°С исследуемые растворы помещались в термошкафы. Результаты испытаний и физико-химические характеристики термотропных составов на основе реагента приведены в Таблице 2.

Для закачки в пласт суспензию «Реагента ТК-2» готовят на поверхности путем добавления в закачиваемую воду.

При этом способ достаточно прост и технологичен, позволяет увеличить охват пластов заводнением на 10-30% (в зависимости от профиля приемистости нагнетательных скважин), нефтеотдачу залежи на 0,01-2%.

Пример.

Выделяют участок залежи со средней обводненностью продукции около 80% и с приемистостью нагнетательных скважин до 150-300 м³/сут. Залежь имеет следующие характеристики: толщина продуктивного пласта - 10 м, глубина водонефтяного контакта - 2450 м, пластовое давление - 23,6 МПа, пластовая температура - 94°С, пористость - в пределах от 12 до 24%, проницаемость - 50*10^-3 мкм², начальная нефтенасыщенность - 0,6, неоднородность 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях - 2,4 мПа с, плотность нефти - 0,81 г/см³, минерализация пластовой воды - 30 г/л. Текущий коэффициент нефтеотдачи залежи составляет 0,29.

Залежь разрабатывают с применением заводнения. Для обработки выбирают рабочий агент - водная суспензия «Реагента ТК-2», содержащая 20 мас. % реагента и закачивается через 6 нагнетательных скважин, из добывающих скважин ведется отбор продукции - обводненная жидкость со средней долей нефти около 10-40%.

Обработка нагнетательных скважин заключается в закачке водных растворов реагента в объеме 50-1200 м³ на 1 нагнетательную скважину. После обработки нагнетательных скважин, разработку месторождения продолжают в прежнем режиме.

В результате проведения мероприятий текущий коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,305.

Примеры осуществления изобретения и физико-химические свойства состава на основе реагента приведены в Таблице 2.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды или других агентов (газов и воздуха). Состав реагента для разработки нефтяного месторождения, включающий титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, дополнительно содержит гидроксохлорид алюминия и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%: титановый коагулянт 10-40, гидроксохлорид алюминия 20-40, карбамид 40-60. Способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт водной суспензии, где в нефтяной пласт закачивают 5-20 мас.% водную суспензию указанного выше реагента. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат заключается в повышении эффективности состава за счет увеличения срока работоспособности, улучшения реологических свойств получаемого в пластовых условиях геля, увеличения прочности геля, снижения времени гелеобразования, отсутствия синерезиса, а вследствие применения состава увеличения охвата пластов на 10-30%, а нефтеотдачи залежи на 0,01-2%. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.

1. Состав реагента для разработки нефтяного месторождения, включающий титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, отличающийся тем, что дополнительно содержит гидроксохлорид алюминия, карбамид, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Титановый коагулянт 10-40 Гидроксохлорид алюминия 20-40 Карбамид 40-60

2. Способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт водной суспензии, включающей титановый коагулянт, отличающийся тем, что в нефтяной пласт закачивают 5-20 мас. % водную суспензию реагента по п. 1.

3. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что предпочтительно при приемистости скважины менее 150 м³/сут осуществляют закачку 5-10 мас. % суспензии в объеме 5-10 м³ на метр перфорированной толщины пласта.

4. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что предпочтительно при приемистости скважины 150-300 м³/сут используют 10-20 мас. % суспензию в объеме 10-15 м³ на метр перфорированной толщины пласта.

5. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что при приемистости скважины 300-700 м³/сут используют 10-20 мас. % суспензию в объеме 15-20 м на метр перфорированной толщины пласта.

6. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что предпочтительно при приемистости скважины 700-1500 м³/сут используют 10-20 мас. % суспензию в объеме 20-100 м³ на метр перфорированной толщины пласта.

7. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что предпочтительно при приемистости скважины выше 1500 м³/сут используют 10-20 мас. % суспензию в объеме 100-200 м³ на метр перфорированной толщины пласта.