Состав для водоизоляции в призабойной зоне пласта месторождений с минерализованной водой Российский патент 2024 года по МПК E21B43/22 C09K8/506 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности, к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений и изоляции водопритоков.

Известен способ добычи нефти путем циклической закачки состава, содержащего коллоидный кремнезем, жидкое стекло и пресную воду, а затем минерализованной воды после каждого цикла закачки состава в обводненную нагнетательную скважину и добычу нефти из добывающей скважины. (RU 22327032, 2008).

Недостатками указанного состава является неэкономичность его применения, т.к. он требует значительного количества реагентов, необратимость его действия, уменьшает доступные остаточные запасы нефти в пласте.

Известен состав для регулирования проницаемости пласта (RU 2140535) включающий щелочной отход производства капролактама и водорастворимый полимер.

Недостатком состава является недостаточная эффективность в условиях истощенных месторождений с минерализованными водами.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением (RU 2162143, 2001) согласно которому непрерывно в пласт закачивают оторочки стабилизированного латекса СКМС-30 АРК и сточную минерализованную воду.

Недостатком данного состава является недостаточная эффективность способа для водоизоляции в трещиноватых пластах и в пластах с высоко проницаемыми интервалами (каналами).

Известен состав для ограничения притока пластовых вод, включающий следующие компоненты, %масс: нефтепродукт 3,0-10,0, поверхностно-активное вещество (НПАВ) 0,5-5,0, древесная мука 0,1-5,0, вода - остальное. В качестве НПАВ используют, в том числе, АФ9-6 (RU 2109939, 1998).

Недостатки данного состава заключаются в его высокой вязкости, необратимом снижении приемистости нагнетательных скважин и поэтому недостаточной эффективности.

Из известных составов наиболее близким к предлагаемому является состав для извлечения нефти, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол НЗ (углеводородный раствор эф и ров кислот галлового масла и триэтаноламина) - 3-6%масс. и добавку - отход эксплуатации нефтяных скважин - смесь асфальтосмолистых и парафин истых веществ 12-14 масс. %, жидкий углеводород остальное (RU 2126884, 1999).

Недостатки данного состава заключаются в его высокой вязкости, сложности приготовления и недостаточной эффективности.

Задачей изобретения является повышение эффективности состава для изоляции водонасыщенных интервалов пласта и, как следствие, повышение нефтеотдачи пластов месторождений с минерализованными водами за счет регулирования (снижения) проницаемости водонасыщенных и водопроводящих каналов неоднородного пласта.

Поставленная задача достигается созданием состава для водоизоляции в призабойной зоне пласта месторождений с минерализованной водой, содержащего маслорастворимое поверхностно-активное вещество Неонол АФ₉-6 и дегазированную нефть с вязкостью не более 50,0 мПа⋅с, при следующем соотношении компонентов, % мас.:

- Неонол АФ₉ -6 - 1,0-30,0;

- дегазированная нефть с вязкостью не более 50,0 мПа⋅с - остальное до 100.

Технический результат заключается в снижении проницаемости водопроводящих каналов и пропластков истощенных нефтяных месторождений за счет усиления потокоотклоняющих и водоизоляционных свойств состава.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Состав для водоизоляции в призабойной зоне пласта месторождений с минерализованной водой содержит, % мас.: маслорастворимое поверхностно-активное вещество Неонол АФ₉-6 - 1,0-30,0 и дегазированную нефть с вязкостью не более 50,0 мПа⋅с - остальное до 100.

В качестве дегазированной нефти с вязкостью не более 50,0 мПа⋅с возможно использовать, в частности, дегазированную нефть девонских пластов, например, Сергеевского месторождения, дегазированную нефть угленосных пластов (карбон), например, Арланского месторождения, дегазированную нефть Аллакаевского месторождения (рифогенная).

Использование нефти с вязкостью более 50 мПа⋅с (высоковязкой нефти) приводит к образованию, в присутствии оговоренного ПАВ, высоковязкой эмульсии, которая не фильтруется, в достаточной мере, через пористый коллектор, препятствуя закачке состава в ПЗП.

Заявленный состав получают смешением оговоренной выше нефти и Неонола АФ₉-6, взятых в вышеуказанных количествах. Для приготовления состава используют Неонол АФ₉-6 (ТУ 2483-077-05766801-98).

Пример приготовления 10% заявленного состава.

Навеску Неонола АФ₉-6 в количестве 10 г растворяют в 90 г дегазированной нефти и перемешивают 3-5 минут при скорости вращения мешалки не менее 300 об/мин, после чего полученную смесь исследуют по ниже описанным методикам.

Пример приготовления 10% состава в промысловых условиях.

Неонол АФ₉-6 в количестве 200 кг смешивают в емкости с помощью насоса с 1800 кг дегазированной нефти вязкостью не более 50 мПа⋅с, перемешивают насосом до гомогенности.

Обработку скважины заявляемым составом осуществляют следующим образом. Порцию раствора Неонол АФ₉-6 в выше оговоренной дегазированной нефти с указанной вязкостью закачивают в нагнетательную скважину или в интервал, требующий изоляции, затем производят закачку минерализованной воды из системы ППД (поддержания пластового давления) в течение 1-5 суток со скоростью закачки близкой к скорости закачки минерализованной воды из системы ППД до закачки состава. Периодически измеряют приемистость скважины по изменению давления закачки воды из системы ППД (оценивают эффективность воздействия), после чего продолжают закачивание минерализованной воды из системы ППД (поддержания пластового давления) или закачивают новую порцию раствора заявляемого состава и затем минерализованной воды из системы ППД.

В ПЗП (призабойной зоне пласта) за счет энергии закачивания воды происходит внутрипластовое образование вязкой эмульсии, снижающей проницаемость промытых каналов и пропластков неоднородного пласта, то есть происходит регулирование проницаемости пласта и увеличение степени охвата пласта заводнением или водоизоляция. Внутрипластовая эмульсия образуется вследствие снижения поверхностного натяжения и повышения пластичности раздела фаз на границе нефть/вода. Исходный раствор вследствие повышенной (по сравнению с водой) вязкости при закачивании, в основном, поступает в принимающие интервалы, что дополнительно повышает эффективность состава.

При подборе рецептуры состава первоначально исследуют устойчивость (совместимость) раствора ПАВ (Неонол АФ₉-6) в минерализованной воде в системе ППД. Для чего образец воды (минерализованной) из системы ППД продувают воздухом для удаления и осаждения ионов железа, затем воду фильтруют через плотную фильтровальную бумагу. Далее, с использованием полученной воды готовят 1%-ный раствор ПАВ и после перемешивания оставляют в покое при пластовой температуре не менее суток. Раствор ПАВ после выдержки должен быть гомогенным, не давать осадка и ПАВ не должно отслаиваться (высаливаться) из раствора, т.е. быть совместимым с минерализованной водой. Обычно раствор пригодного для использования ПАВ (Неонола АФ₉-6) представляет собой стабильную, устойчивую дисперсию и является непрозрачным, но гомогенным.

Затем исследуют способность указанного ПАВ образовывать с нефтью и минерализованной водой эмульсию. Для этого первоначально дегазируют и обезвоживают нефть. Содержание воды в обезвоженной нефти не должно быть выше 3,0 вес. %. Раствор ПАВ в подготовленной нефти готовят весовым методом, для чего навеску ПАВ добавляют к навеске нефти, после чего полученный раствор перемешивают до гомогенности.

Далее, в коническую колбу с пробкой помещают 20-30 г полученной смеси (раствора ПАВ в нефти) и 70-80 мл минерализованной воды, затем слегка помешивают. После чего визуально отмечают начальное количество и вид состава (нефтяной фазы) и оставляют в покое при пластовой температуре на 1-2 суток, не менее. В результате контакта раствора и воды должно происходить увеличение объема эмульсии (ее набухание) и изменение ее окраски с черной (цвет нефти) к коричневой (цвет эмульсии).

Проводят также фильтрационное тестирование. Готовят модель пласта, моделирующую по проницаемости поглощающие интервалы или пласты. Для этого корпус модели пласта из нержавеющей стали (длина не менее 20 см, диаметр не менее 2,5 см) набивают дезинтегрированным и экстрагированным керном месторождения или, при его отсутствии, кварцевым песком. Далее модель пласта готовят по общепринятым методикам (Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. Уфа: изд. Башнипинефть, 2003. - 236 с).

Скорость фильтрации в опытах по моделированию ПЗП должна быть выше средней пластовой в 3-6 раз.

Через подготовленную модель пласта фильтруют минерализованную воду до стабилизации перепада давления и расхода. Затем в модель пласта закачивают исследуемый состав в объеме, равном 0,2-0,3 порового объема (п.о.) модели пласта и после этого проводят фильтрацию минерализованной воды в количестве не менее 2 п. о., следя за изменением проницаемости.

Основной целью изобретения является усиление потокоотклоняющих и водоизоляционных свойств состава. Действие состава на проницаемость модели пласта оценивают по изменению фактора сопротивления (R) -фильтрационного сопротивления (модели пласта):

R = (ΔP_i/Q_i)/(ΔP_l/Q_l),

где R - фактор сопротивления, ΔP_i и Q_i - текущие перепад давления и расход, соответственно, ΔP_l и Q_l - установившиеся перепад давления и расход флюида при фильтрации до закачки состава, соответственно, в МПа и м³/сут.

По результатам тестирования определяют возможность использования состава.

Ниже приведены примеры, раскрывающие суть изобретения.

Пример 1.

Используют известный состав для извлечения нефти, который содержит, % масс: отход - 12, жидкие углеводороды - 85, Нефтенол НЗ-3. Проводят оценку влияния известного состава на проницаемость модели пласта Арланского месторождения Результаты исследования приведены в таблице 1.

Пример 2.

Используют заявляемый состав, содержащий 5% масс. Неонола АФ-6 и 95% масс, девонской нефти с вязкостью 12,2 мПа⋅с. Результаты эксперимента приведены в таблице 1.

Как видно из приведенных данных, предлагаемый состав по фактору сопротивления, который является важнейшим тестируемым параметром, превосходит известный состав по эффективности влияния на проницаемость.

Пример 3.

В таблице 2 приведены данные влияния заявляемого состава из Неонол АФ₉-6 и девонской нефти при различном соотношении компонентов на проницаемость (фактор сопротивления) водонасыщенных моделей пласта с минерализованной водой. Вязкость девонской нефти составляет 12,2 мПа⋅с.

Из данных таблицы 2 следует, что заявляемый состав значительно превосходит прототип по эффективности воздействия на проницаемость пласта.

Пример 4.

На свойства образующейся в пористой среде эмульсии влияет состав и вязкость используемой нефти. В таблице 3 приведены результаты фильтрационного исследования нефтей: Сергеевского месторождения (девон), Арланского месторождения (карбон) и Аллакаевского месторождения (рифогенная), имеющие вязкость, соответственно 12,2, 21 и 50 мПа⋅с.

Полученные данные показывают, что для приготовления состава могут быть использованы все оговоренные образцы нефти.

Пример 5.

На свойства образующейся в пористой среде эмульсии влияет состав и свойства минерализованной воды. В таблице 4 приведены результаты исследования различных минерализованных вод: сеноманской воды (используется в системе ППД на месторождениях Западной Сибири) и минерализованных вод (используемых в системе ППД на месторождениях Урало-Поволжья).

В данном примере готовят смесь 25 г состава + 75 г воды в конических колбах.

Полученные данные показывают, что состав может быть использован, в частности, на месторождениях Урало-Поволжья с минерализованными водами в системе ППД.

Таким образом, описываемый способ позволяет снизить проницаемость во до проводящих каналов и пропластков истощенных нефтяных месторождений, а также осуществить изоляцию водонасыщенных интервалов пласта.

Применение описанного состава в нефтедобывающей промышленности позволит:

- повысить степень извлечения нефти из неоднородных истощенных пластов;

- снизить непроизводительную закачку воды и обводненность добываемой нефти;

- сократить потребность в применении большого количества химических реагентов;

- снизить вероятность попадания минерализованной воды и нефти на земную поверхность и, как следствие, улучшить охрану недр.

Изобретение относится к составу для водоизоляции в призабойной зоне пласта месторождений с минерализованной водой. Техническим результатом является снижение проницаемости водопроводящих каналов и пропластков истощенных нефтяных месторождений за счет усиления потокоотклоняющих и водоизоляционных свойств состава. Состав содержит маслорастворимое поверхностно-активное вещество Неонол АФ₉-6 и дегазированную нефть с вязкостью не более 50,0 мПа⋅с. Соотношение компонентов: Неонол АФ₉-6 - 1,0-30,0 мас.%; дегазированная нефть с вязкостью не более 50,0 мПа⋅с - остальное до 100 мас.%. 4 табл.

Состав для водоизоляции в призабойной зоне пласта месторождений с минерализованной водой, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество Неонол АФ₉-6 и дегазированную нефть с вязкостью не более 50,0 мПа⋅с, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- Неонол АФ₉-6 - 1,0-30,0;

- дегазированная нефть с вязкостью не более 50,0 мПа⋅с - остальное до 100.