Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта

Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к добыче нефти из неоднородных обводненных пластов в поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Известно, что для улучшения структурно-механических свойств полимерных составов с целью увеличения нефтеотдачи вместе с водорастворимым полимером и сшивателем используют различные наполнители: бентонитовую глину (а.с. СССР №1731942, пат. РФ №2135756, кл. Е21В 43/22, 1992 г.), глинистую суспензию, обработанную хромкалиевыми квасцами (пат. РФ №2078202, кл. Е21В 43/22, 1997 г.), древесную муку (пат. РФ 2071555, кл. Е21В 43/22, 1997 г.). Недостатком указанных составов является низкая эффективность вытеснения нефти по толщине и площади пласта. Во-первых, использование полимеров с концентрацией более 1% вызывает трудности при закачивании растворов в пласт из-за высокой вязкости; во-вторых, процесс приготовления растворов трудоемок и не всегда удается получить однородный раствор.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков (пат. РФ №2147671, кл. Е21В 43/22, 2000 г.), содержащий водный раствор гумата натрия и водорастворимый полимер. Недостатком известного состава является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещинно-поровым коллектором.

Задачей заявляемого изобретения является создание состава для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта, позволяющего за счет увеличения охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов обводненного пласта более полно извлекать нефть из неохваченных воздействием зон и, как следствие, увеличить нефтеотдачу пласта и ограничить отбор воды на участке нефтяной залежи.

Поставленная задача решается тем, что в используемом составе для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта путем закачки в пласт бурового реагента Брег, полиакриламида - ПАА и воды, согласно изобретению в качестве указанного реагента Брег используют Брег-2, который сначала закачивают в пласт в растворе каустической соды, а затем закачивают водный раствор ПАА в углеводородном растворителе, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПАА	0,05-0,3
углеводородный растворитель	10-20
буровой реагент Брег-2	5-10
каустическая сода	5-20
вода	49,7-79,95

Водорастворимый полимер - полиакриламид (ПАА) порошкообразный марок CS-30, ORP-40NT, ДП9-8177 производства фирмы «Каваками Трейдинг, ЛТД», Япония, фирмы «Сиба Шпецалитетенхим Лампертхайм Гмбх», Германия.

Углеводородный растворитель должен содержать не менее 15% ароматических углеводородов. Применяются растворители типа нефрас АР-120/200 по ТУ 38.101809, нефрас С4-150/200 по ТУ 38.1011026, реагент РКД по ТУ 2458-004-39968249-2004, реагент СНПХ 7870 по ТУ 39-05765670-ОП-205-94 и другие марки. Углеводородный растворитель РКД - смесь ароматических, алифатических и нафтеновых углеводородов нормального и изомерного строения с активными добавками, обладающими биоцидными и ингибирующими свойствами по ТУ 2458-004-39968249-2004. Углеводородный растворитель СНПХ 7870 - композиционная смесь ароматических и алифатических углеводородов по ТУ 39-05765670-ОП-205-94.

Буровой реагент Брег-2 по ТУ 2458-008-20672718-2000 представляет собой порошкообразный продукт нейтрализации гуминовых кислот бурого угля гидроокисью натрия.

Каустическая сода (гидроксид натрия технический) по ГОСТ 2263-79 марки РД - раствор диафрагменный, ТР - твердый, ртутный.

В результате использования данного состава одновременно увеличивается приемистость нагнетательных скважин и охват пласта заводнением.

Данного эффекта можно добиться, если вначале блокировать фильтрацию воды по промытым каналам пласта раствором бурового реагента Брег-2 в каустической соде и последующей закачкой водного раствора ПАА в углеводородном растворителе, повышая приемистость, направить закачиваемую воду в плохо дренируемые интервалы.

Состав реагентов готовят путем растворения в два этапа:

1 этап - дозирование бурового реагента Брег-2 в раствор каустической соды;

2 этап - дозирование водного раствора полимера в углеводородный растворитель.

Закачивание состава реагентов в пласт происходит последовательно.

Вначале закачивают оторочку пресной воды, смесь бурового раствора Брег-2 в каустической соде, оторочку пресной воды, следом проталкивают состав закачиваемой водой в объеме 20-30% от общего объема закачиваемых оторочек растворов состава. Скважину останавливают на 10-12 часов на реагирование и образование объемных осадков. Затем закачивают оторочку водного раствора полимера в углеводородном растворителе, оторочку закачиваемой воды в объеме 40-50% от объема водного раствора полимера в углеводородном растворителе и останавливают скважину на 10-12 часов на реагирование. Затем пускают фильтрацию закачиваемой воды системы поддержания пластового давления (ППД).

Остановка скважины на 20-24 часа на первом и втором этапах закачивания растворов реагентов способствует более полному взаимодействию всей системы, а последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) приводит к извлечению нефти из низкопроницаемых зон и повышению охвата пласта заводнением.

Наличие в составе углеводородного растворителя способствует стабилизации микроэмульсии, образованной на границе с нефтью, и сохранению реологических свойств растворов ПАА во времени. Кроме того, углеводородный растворитель способствует растворению и удалению с горной породы адсорбированных асфальтово-смолистых компонентов нефти, тем самым увеличивая фазовую проницаемость пористой среды.

Состав бурового реагента Брег-2 в каустической соде позволяет увеличить объем осадка и улучшить их сцепление между собой и поверхностью породы. При закачивании состава в пласт происходит внутрипластовое смешение с минерализованной водой, образование гидроокисей щелочно-земельных металлов кальция и магния, что приводит к потере седиментационной стабильности (коагуляции) коллоидного раствора гумата натрия в результате роста ионной силы. Коагуляция происходит под действием одно-, двух- и трехвалентных катионов пластовой воды. Осаждение гуминовых веществ и гидроокисей щелочно-земельных металлов приводит к образованию в пласте объемных и рыхлых осадков. Одновременно происходит сорбция дисперсных коллоидных частиц на поверхности пор, что также снижает проницаемость высокопроницаемых участков пласта. Кроме того, каустическая сода улучшает и ускоряет процесс растворения бурового реагента Брег-2. Вся тампонажная масса образуется в промытых каналах и трещинах пласта, заполненных закачиваемой водой, тем самым снижая проницаемость водопромытых каналов пласта, а дальнейшее закачивание водного раствора полимера и углеводородного растворителя направлено в плохо дренируемые интервалы пласта, тем самым повышая охват пласта заводнением.

Объем закачиваемых реагентов: углеводородного растворителя, ПАА, каустической соды, бурового реагента Брег-2 определяется в зависимости от приемистости нагнетательных скважин, толщины пласта и степени обводненности добываемой нефти.

Путем подбора концентраций реагентов и размера оторочки закачиваемой и пресной воды можно регулировать и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта.

Эффективность состава определяют экспериментально по общепринятой методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.).

Исследования проводили на линейных моделях и дезинтегрированном песчанике Арланского месторождения. Состав готовили путем смешения (растворения) водного раствора ПАА в растворителе и Брег-2 в растворе каустической соды. Эксперимент проводили при 24°С и постоянной скорости фильтрации. Действие составов оценивали по изменению фактора сопротивления и по коэффициенту снижения проницаемости модели пласта после закачивания состава. В опытах использовались углеводородные растворители РКД, СНПХ 7870, Нефрас АР 120/200. Результаты исследований приведены в табл.1, 2.

Пример 1. Через модель пласта фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. Затем в модель последовательно закачивали буфер пресной воды (0,1 п.о.), оторочку состава №1: 5% раствора бурового реагента Брег-2 в 5% растворе каустической соды (0,3 п.о.), оторочку пресной воды (0,05 п.о.), оторочку закачиваемой воды (0,09 п.о.). Затем модель выдерживали при температуре 24°С в течение 12 часов, что необходимо для завершения процессов образования осадков. Далее закачивают состав №2: оторочку 0,05% водного раствора полимера в 10% углеводородном растворителе РКД (0,3 п.о.), оторочку закачиваемой воды (0,15 п.о.) и останавливают закачку на 12 часов. После остановки пускают фильтрацию закачиваемой воды. Результаты фильтрационных опытов показывают, что после закачки и продавки оторочки состава через модель пласта происходит рост перепада давления и снижение проницаемости на 60%, фактор сопротивления равен 15,6. Опыт №1, табл.2.

Пример 2. В насыщенную минерализованной водой модель пласта по известной методике подавали 0,3 п.о. состава №1: 10% раствора бурового реагента Брег-2 в 10% растворе каустической соды, до и после состава закачали оторочку (0,1, 0,05 п.о. соответственно) пресной воды, затем закачиваемую воду 0,09 п.о. После выдержки модели в течение 12 часов закачали 0,3 п.о. состава №2: 0,3% водного раствора полимера в 20% углеводородном растворителе РКД, оторочку закачиваемой воды (0,15 п.о.) и останавливали закачку на 12 часов. После остановки пускают фильтрацию закачиваемой воды. В результате применения указанных составов проницаемость модели пласта уменьшилась на 87%, фактор сопротивления - 37,0. Опыт №2, табл.2.

Пример 3. По той же методике проводился опыт по прототипу. В качестве осадкообразующего состава №3 использовался водный раствор 1,5% Брег-2 и 0,1% ПАА марки CS-30. После остановки и фильтрации закачиваемой воды произошло снижение проницаемости пористой среды на 31,5%; фактор сопротивления составил 3,8.

В опытах 4 и 5 в качестве углеводородного растворителя использовались СНПХ 7870 и Нефрас. Снижение проницаемости составляет 81 и 83%, фактор сопротивления 29 и 37,3 соответственно.

Результаты опытов, приведенные в табл.2, показывают, что заявляемые составы уменьшают проницаемость пористой среды в 1,9-2,8 раза по сравнению с прототипом.

Таким образом, полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого состава. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит:

- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;

- уменьшить обводненность добываемой продукции;

- улучшить охрану окружающей среды.

Таблица 1
Характеристика моделей пласта
Номер опыта	Длина, см	Диаметр, см	Проницаемость, мкм2	Начальная нефтенасыщенность	Средняя скорость фильтрации, м/сут
1.	25,0	0,29	1,50	0	3,7
2.	24,8	0,29	1,45	0	3,6
3.	25,2	0,29	1,57	0	3,7
4.	25,1	0,29	1,52	0	3,7
5.	25,1	0,29	1,47	0	3,7

Таблица 2
Результаты фильтрационных экспериментов
Номер опыта	Порядок закачивания реагентов	Объем закачки, п.о.	Перепад давления, МПа	Фактор сопротивления	Коэффициент снижения проницаемости, %
1.	Закачиваемая вода	10,0	0,018	1,0
Пресная вода	0,1	0,018
Состав №1 (5% Брег-2+5% каустической соды)	0,3	0,315
Пресная вода	0,05	0,300
Закачиваемая вода	0,09	0,295
Остановка фильтрации на 12 часов
Состав №2 (0,05% ПАА+10,0% углеводородного растворителя РКД)	0,3	0,290
Закачиваемая вода	0,15	0,289
Остановка фильтрации на 12 часов
Закачиваемая вода	10,0	0,281	15,6	60 (0,6 мкм2)
2.	Закачиваемая вода	10,0	0,013	1.0
Пресная вода	0,1	0,013
Состав №1(10% Брег-2+10% каустической соды)	0,3	0,510
Пресная вода	0,05	0,505
Закачиваемая вода	0,09	0,503
Остановка фильтрации на 12 часов
Состав №2 (0,3% ПАА+20% углеводородного растворителя РКД)	0,3	0,489
Закачиваемая вода	0,15	0,489
Остановка фильтрации на 12 часов
Закачиваемая вода	10,0	0,483	37,0	87,00 (19 мкм2)
3.	Закачиваемая вода	10,0	0,018
Пресная вода	0,1	0,018
Состав №3 (1,5% Брег-2+0,10% CS-30)	0,4	0,088
Пресная вода	0,1	0,088
Закачиваемая вода	0,1	0,075
Остановка фильтрации на 12 часов
Закачиваемая вода (прототип)	10,0	0,069	3,8	31,5 (1,07 мкм2)
4.	Закачиваемая вода	10,0	0,015	1,0
Пресная вода	0,1	0,015
Состав №1 (10% Брег-2+20% каустической соды)	0,3	0,475
Пресная вода	0,05	0,469
Закачиваемая вода	0,09	0,462
Остановка фильтрации (12 часов)
Состав №2 (0,3% ПАА+20,0% углеводородного растворителя СНПХ 7870)	0,3	0,525
Закачиваемая вода	0,15	0,527
Остановка фильтрации на 12 часов
Закачиваемая вода	10,0	0,435	29,0	81,0(0,288 мкм2)
5.	Закачиваемая вода	10,0	0,017	1,0
Пресная вода	0,1	0,017
Состав №1 (10%Брег-2+10% каустической соды)	0,3	0,381
Пресная вода	0,05	0,373
Закачиваемая вода	0,09	0,385
Остановка фильтрации на 12 часов
Состав №2 (0,3% ПАА+20,0% углеводородного растворителя Нефрас)	0,3	0,663
Закачиваемая вода	0,15	0,660
Остановка фильтрации на 12 часов
Закачиваемая вода	10,0	0,635	37,3	83 (0,25 мкм2)
Вода в количестве, мас.%:пример 1 - 79,95;пример 2 - 59,7;пример 4 - 49,7;пример 5 - 59,7.

Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта путем закачки в пласт бурового реагента Брег, полиакриламида - ПАА и воды, отличающийся тем, что в качестве указанного реагента Брег используют Брег-2, который сначала закачивают в пласт в растворе каустической соды, а затем закачивают водный раствор ПАА в углеводородном растворителе, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПАА	0,05-0,3
углеводородный растворитель	10-20
буровой реагент Брег-2	5-10
каустическая сода	5-20
вода	49,7-79,95