СОСТАВ ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ И СЕЛЕКТИВНОГО ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ Российский патент 2024 года по МПК C09K8/584 C09K8/506 E21B43/22 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для интенсификации добычи нефти на поздних стадиях разработки с целью вовлечения в разработку остаточной нефти, путем перераспределения фильтрационных потоков в пласте и снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода.

Составы, включающие лигносульфонат, могут быть использованы в качестве вытесняющих агентов при разработке обводненных пластов с неоднородными фильтрационно-ёмкостными свойствами. При высокой концентрации лигносульфоната технического в составе может быть реализована селективная изоляция высокопроницаемых областей пласта, что способствует выравниванию профилей приемистости и изоляции водопромытых зон при поддержании пластового давления.

Одними из наиболее распространенных веществ для решения указанных задач, связанных с увеличением охвата нефтеносных пластов заводнением, а также обеспечением увеличения коэффициента извлечения нефти являются сополимеры акриламида и акрилата соды; сульфонированные мономеры; полимеры, приготовленные на основе частично гидролизованного полиакриламида и т.д.

Известен способ изоляции вод в скважинах, включающий закачку в обводненный пласт гидролизованного полиакриламида, силиката натрия и воды (авт. свид. СССР № 1329240, МКИ E21В 33/138, опубл. 1995 г.).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие низкого остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеотдачи.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (пат. РФ № 1274372, опубл. 27.08.1995), содержащий неионогенное ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы (ОП10, АФ9-12, превоцел), щелочную добавку и минерализованную воду. В качестве щелочной добавки используют глицин и аммиак при следующем соотношении компонентов, мас. %: оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ2-12, превоцел) - 0,1- 2,0; глицин - 1,0-4,0; аммиак - 0,3-2,0; минерализованная вода - остальное.

Недостатком известного состава является использование аммиака в качестве компонента состава, так как аммиак относится к сильнодействующим ядовитым веществам, вследствие чего необходимо предъявить особые требования к его транспортировке, хранению и применению.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (авт. свид. SU 1521866, опубл. 07.02.1981 г.). Состав позволяет уменьшать межфазное натяжение на границе «нефть-вода», а также снижать реологические параметры пластовой нефти.

Недостатком указанного состава является отсутствие заметного ингибирующего влияния на набухаемость глин, и, соответственно, невозможность применения данного состава в условиях глинизированных коллекторов.

Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий закачку водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (пат. США 4811791, 165-246, 1989 г.).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность, используемого биоПАВ, по отношению к углеводородам.

Известен также состав для интенсификации добычи нефти, содержащий биоПАВ и биополимер Acinetobacter sp. - "Симусан" (пат. РФ 2132941, Е21В 43/22, 1997 г.).

Данный состав образует недостаточно устойчивую микроэмульсию с нефтяной фазой во времени, недостаточно эффективен в процессе нефтеотдачи.

Вышеупомянутые составы, обладая невысокой вязкостью, недостаточно эффективны в процессе нефтеотдачи пласта, т.к. дают небольшой охват пласта заводнением.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для интенсификации добычи нефти, содержащий ПАВ КШАС-М, нефть, дополнительно содержит лигносульфонат (пат. РФ 2188935, Е21В 43/22, 2001 г.).

Известному способу присущи следующие недостатки: малая устойчивость к размыву образующегося в пласте осадка, недостаточно высокий показатель коэффициента прироста нефтеотдачи, необходимость остановки скважины "на выдержку" перед продолжением заводнения пласта.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности извлечения остаточной нефти за счёт изоляции высокопроницаемых зон нефтяного пласта, снижения поверхностного натяжения на границе фаз нефть-вода, увеличения охвата породы коллектора вытеснением.

Селективная изоляция водопритоков обеспечивается, в том числе увеличенной вязкостью состава по сравнению с пластовой водой, а также наличием флокуляционных сгустков, которые изолируют высокопроницаемые зоны пласта, обеспечивая увеличение охвата заводнением низкопроницаемых областей порового пространства пород-коллекторов, а поверхностно-активные свойства раствора способствуют довытеснению остаточной нефти.

Заявляемый состав для повышения нефтеотдачи пластов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие (мас. %):

- хлорид натрия 16,5-18,0%, выпускаемый по ГОСТ 4233-77;

- лигносульфонат натрия технический 9,5-10,0%, выпускаемый по ТУ 2455-055-58901825-2008;

- Нефтенол-ВКС 5,0-7,0%, выпускаемый по ТУ 2483-048-17197708-99;

- Нефтенол-ГФ 0,5-3%, выпускаемый по ТУ 2484-035-17197708-97;

- Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) 2,0%, выпускаемая по ТУ 2439-363-05763441-2002;

- вода - остальное.

Эффективность состава достигается за счет комплексного действия: увеличение охвата пласта вытеснением и увеличения коэффициента вытеснения нефти. Коэффициент охвата пласта повышается увеличенной вязкостью состава, закупоркой частицами лигносульфоната высокопроницаемых зон порового пространства породы-коллектора нефти, перераспределением фильтрационных потоков. Коэффициент вытеснения нефти увеличивается благодаря поверхностно-активным свойствам компонентов состава и эффективному доотмыву остаточной нефти.

Состав готовят простым смешением и встряхиванием компонентов. Исследование реологических свойств выполнялось на реометре типа BROOKFIELD модели PVS согласно РД 39-0147103-329-86 и инструкции к реометру.

Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков поясняется следующими фигурами:

фиг. 1 - Реологические кривые течения лигносульфоната технического (10%) при температурах 20, 40, 60, 80°С;

фиг. 2 - Зависимость динамической вязкости лигносульфоната технического (10%) от температуры;

фиг. 3 - Зависимость динамической вязкости лигносульфоната технического при температуре 21°С от концентрации в водном растворе.

Состав проявляет свойства ньютоновских жидкостей. Об этот свидетельствует тот факт, что на всех исследуемых температурах статическое напряжение сдвига практически равно нулю, кривые течения имеют линейный характер. Динамическая вязкость при снижении температуры растет и при температурах 60, 40, 20°С увеличивается по сравнению с вязкостью при 80°С в 1,3; 1,9; 2,8 раз соответственно. Получена зависимость динамической вязкости состава от температуры.

На этапе фильтрационных испытаний исследовалась вытесняющая способность раствора. Всего были подготовлены четыре насыпные модели. Первая и вторая модели характеризовались относительно высокой проницаемостью; размер частиц кварцевого песка в моделях находился в диапазоне от 160 до 300 мкм. Третья и четвертая насыпные модели характеризовались относительно низкой проницаемостью; размер частиц в моделях находился в диапазоне от 63 до 160 мкм. При этом первые две насыпные модели характеризовали высокопроницаемую зону породы-коллектора, третья и четвертая модели характеризовали относительно низкопроницаемую зону. В лабораторных исследованиях, выполняемых с целью изучения закономерностей вытеснения нефти из послойно неоднородных пластов, на практике, как правило, используются насыпные модели пористых сред.

После забивки песком высокопроницаемых моделей № 1 и № 2, производилась оценка их пористости, которая составила в среднем 32,72%. Создавалось пластовое давление и противодавление в 20 МПа. Далее производилась фильтрация через модели пластовой воды минерализацией 180 г/литр при различных расходах. Проницаемости насыпных моделей по модели пластовой воды составили 28 и 62 Дарси соответственно. После этого было проведено вытеснение модели пластовой воды нефтью с определением проницаемости насыпных моделей по нефти. Проницаемости составили 34 и 95 Дарси соответственно.

На следующем этапе было проведено вытеснение нефти из насыпных моделей моделью пластовой воды для первой насыпной модели и предлагаемым составом для второй насыпной модели. Вытеснение проводилось с использованием высокоточной бюретки. Процесс вытеснения моделью пластовой воды шел с постоянной скоростью, наблюдался процесс поршневого вытеснения, более восьмидесяти объемных процентов всего вытесненного нефти были вытеснены при фильтрации первых 2-х поровых объемов насыпной модели. При остановках процесса фильтрации уровень вытесненной жидкости в бюретке прекращал движение в тот же момент. Суммарный коэффициент вытеснения составил 35,80%.

Процесс вытеснения нефти из насыпной модели раствором лигносульфоната технического (10% масс.) показал неоднозначный результат. В отличие от вытеснения моделью пластовой воды, процесс вытеснения шёл с изменяющейся скоростью, при остановке фильтрации в процессе вытеснения указанным раствором уровень жидкости в бюретке продолжал увеличиваться в течение некоторого времени. На выходе из насыпной модели даже на начальных этапах вытеснения (первые 2 поровых объёма) выходила смесь воды с нефтью, сам лигносульфонат технический вероятно закупорил часть поровых каналов модели и не оказался подвержен вытеснению по причине значительного увеличения вязкости, вследствие чего произошло значительное снижение его гидродинамической подвижности. Коэффициент вытеснения составил 60,99%.

При разборке модели визуально установлено, что раствор лигносульфоната технического успешно прошёл через фильтр на входе и проник на 5-7 см внутрь модели. Лигносульфонат технический при вытеснении образовал гелеобразный слой, что обуславливается его полимерными физическими свойствами.

Исследования на низкопроницаемых моделях № 3 и № 4 проводились аналогичным образом. Модели наполнялись песком и утрамбовывались одинаково. После забивки моделей песком производилась оценка их пористости, которая составила в среднем 26,21%. Температура насыпной модели составляла 21 °С. Пластовое давление и противодавление были смоделированы на уровне в 20 МПа.

Далее производилась фильтрация модели пластовой воды при различных расходах. Проницаемость по модели пластовой воды для модели № 3 составила 315,87 мД, для модели № 4 - 358,25 мД. Вероятно, такая разница обусловлена различным усилием утрамбовки песка в модели. После этого было проведено вытеснение модели пластовой воды нефтью с определением проницаемости насыпных моделей по нефти. Проницаемость по нефти для модели № 3 составила 252,52 мД, для модели № 4 - 315,24 мД.

На следующем этапе было проведено вытеснение нефти из насыпных моделей моделью пластовой воды для третьей насыпной модели и предлагаемым составом для четвёртой насыпной модели. Вытеснение проводилось с использованием высокоточной бюретки.

Процесс вытеснения нефти моделью пластовой воды из третьей модели шел достаточно равномерно, на что указывает динамика вытеснения нефти. Большая часть нефти была вытеснена при фильтрации первых 2-х поровых объемов модели. При остановках процесса фильтрации уровень вытесненной жидкости в бюретке прекращал движение в тот же момент. Коэффициент вытеснения составил 22,85%.

Процесс вытеснения нефти на насыпной модели № 4 водным составом был схожим по характеру с экспериментом, проведенным на модели № 2. В отличие от вытеснения моделью пластовой воды при остановке фильтрации в процессе вытеснения указанным раствором уровень жидкости в бюретке продолжал увеличиваться в течение некоторого времени. На выходе из насыпной модели даже на начальных этапах вытеснения (первые 2 поровых объёма) выходила смесь модели пластовой воды с нефтью, частицы лигносульфоната технического вероятно закупорили поровые каналы модели, и состав не оказался подвержен вытеснению. Коэффициент вытеснения составил 28,95%. При разборке насыпной модели визуально установлено, что состав лигносулфоната технического прошёл через фильтр на входе в модель и проник на 5-7 см внутрь модели как в предыдущих экспериментах.

Результаты фильтрационных испытаний состава для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков представлены в табл. 1.

Таблица 1. Результаты фильтрационных испытаний состава для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков Определяемый
показатель Модель №1
(базовый опыт)
(300-160 мкм) Модель №2 (предлагаемый состав)
(300-160 мкм) Модель №3
(базовый опыт)
(160-63 мкм) Модель №4
(предлагаемый состав)
(160-63 мкм) Проницаемость по
пластовой воде, Д 28 62 0,32 0,36 Проницаемость по
нефти, Д 34 95 0,25 0,31 Коэффициент
вытеснения, % 35,80 60,99 22,85 28,95

По результатам исследования установлено, что применение предлагаемого состава в качестве вытесняющего агента позволяет существенно увеличить коэффициент вытеснения нефти из высокопроницаемых пластов, а также незначительно увеличить коэффициент вытеснения в условиях низкой проницаемости. На основании полученных результатов был сделан вывод о том, что частицы лигносульфоната при фильтрации механически осаждаются в относительно крупных порах и каналах модели пласта и выравнивают профиль «продвижения» вытесняющего агента в поровом пространстве.

В низкопроницаемых моделях частицы породы, вероятно, имели размеры, незначительно отличающиеся друг от друга, а поровое пространство имело достаточно однородную структуру. Поэтому частицы лигносульфоната технического равномерно осаждались в поровом пространстве модели и в меньшей степени повлияли на увеличение коэффициента вытеснения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности вытеснения остаточной нефти за счет изоляции высокопроницаемых зон нефтяного пласта, снижения поверхностного натяжения на границе фаз нефть-вода, увеличения охвата породы коллектора вытеснением. Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков содержит, мас.%: хлорид натрия 16,5-18,0; лигносульфонат натрия технический 9,5-10,0; Нефтенол-ВКС 5,0-7,0; Нефтенол-ГФ 0,5-3; оксиэтилидендифосфоновую кислоту 2,0; воду остальное. 3 ил., 1 табл.

Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков, содержащий лигносульфонат натрия технический, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид натрия, Нефтенол-ВКС, Нефтенол-ГФ, оксиэтилидендифосфоновую кислоту ОЭДФ, воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

хлорид натрия 16,5-18,0 лигносульфонат натрия технический 9,5-10,0 Нефтенол-ВКС 5,0-7,0 Нефтенол-ГФ 0,5-3 ОЭДФ 2,0 вода остальное