Состав для повышения нефтеотдачи и регулирования проницаемости пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи и регулирования проницаемости пласта. Задачей изобретения является повышение эффективности состава. Поставленная задача достигается тем, что в качестве состава для повышения нефтеотдачи и регулирования проницаемости пласта используют состав, включающий полиглицерин (ПГ) и отработанный каустик мокрых процессов газоочистки при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиглицерин 10-40, отработанная щелочь 60-90. Отработанный каустик содержит не менее 5 мас.% гидроксида натрия и карбоната натрия и имеет pH 10. Состав может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений. Использование состава позволяет повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов месторождений, уменьшить обводненность добываемой продукции, снизить затраты на водоизоляционные работы и т.д. 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к гелеобразующим композициям, применяемым для регулирования заводнения неоднородных пластов и изоляции промытых зон высокопроницаемых пропластков.

Известны составы для повышения нефтеотдачи и регулирования проницаемости пласта, например, силикатно-щелочные реагенты, ПАВ и другие [1] Недостатком известных технических решений является низкая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав для изоляции, включающий щелочь [2] Недостатком его является низкая эффективность.

Целью изобретения является повышение эффективности состава.

Поставленная цель достигается тем, что состав, содержащий щелочь, дополнительно содержит полиглицерин, а в качестве щелочи он содержит отработанный каустик мокрых процессов газоочистки при следующих соотношениях компонентов, мас.

Полиглицерин 10-40 Отработанный каустик 60-90 Отработанный каустик является крупнотоннажным отходом процессов газоочистки нефтехимических производств с содержанием 5 и более мас. щелочных компонентов (гидрооксида натрия и/или карбоната натрия) при pH 10.

Полиглицерин (ТУ 6-01-0203314-92-89) отход производства глицерина (кубовый остаток ректификации) и состоит из продуктов конденсации глицерина.

Состав готовят путем смешения полиглицерина и отработанного каустика.

При смешении состава в пласте с минерализованной водой происходит образование осадков по следующим реакциям: Кроме того, взаимодействие щелочных компонентов состава с кислыми компонентами нефти приводит к образованию ПАВ, снижающих поверхностное натяжение на границе раздела нефть/вода, что способствует улучшению вытеснения нефти из пласта.

Таким образом, эффективность состава достигается за счет того, что при взаимодействии состава с минерализованной водой и кислыми компонентами нефти идет процесс осадкообразования.

Осадкообразующее действие состава определяли путем смешения заявляемого состава с минерализованной водой в самом широком интервале соотношений объемов воды и состава от (1:1 до 1:10). Объем осадка α определяли по формуле a = (V_o/V_об.)·100%, где α объемная доля осадка; V_o объем осадка; V_об объем минерализованной воды.

Для удобства изучения осадкообразования смешение проводили в мерных пробирках. Первоначально образующиеся осадки по мере старения уменьшают свой объем. В ходе эксперимента осадки выдерживали до прекращения изменения их вида и объема. Время старения осадка составляет 8 10 сут, после чего объем практически не меняется.

Экспериментальные данные представлены в табл. 1 для различных участков Арланского месторождения. Характеристики использованных вод и реагентов представлены в табл. 2.

Пример 1. Для определения осадкообразующего действия в мерной пробирке смешали состав и минерализованную воду в соотношении 1:9. После тщательного перемешивания содержимое пробирки выдерживали до окончания изменения объема осадка, определяли объемную долю осадка.

Пример 2. В мерной пробирке смешали состав и минерализованную воду в соотношении 9:1.

Пример 3. В мерной пробирке смешали состав и минерализованную воду в соотношении 3:2.

Пример 4. В мерной пробирке смешали состав и минерализованную воду в соотношении 2:3.

Полученные результаты показывают, что при контакте состава с минерализованной водой происходит образование осадков, способных снижать или прекращать фильтрацию через водопроводящие каналы пласта.

Низкая стоимость отработанной щелочи и ПГ делает экономически оправданным применение заявляемого состава в условиях месторождений с высокой степенью обводненности добываемой продукции и находящихся на поздней стадии разработки.

Проверку нефтевытесняющего и регулирующего фильтрацию действия состава проводили в ходе фильтрационного эксперимента на составной линейной модели пласта Уршакского месторождения. Методика подготовки модели пласта заключалась в следующем. Цилиндрические образцы кернов экстрагировали спирто-бензольной смесью, насыщали минерализованной водой месторождение (плотность 1,120 кг/дм³), создавали связанную воду методом капиллярной вытяжки и насыщали керосином. После сборки кернов в специальный кернодержатель, через него фильтровали керосин до стабилизации перепада давления. Затем в ходе фильтрации керосин замещали изовязкостной моделью нефти Уршакского месторождения. Характеристика модели пласта приведена в табл. 3.

В ходе эксперимента через модель фильтровали закачиваемую воду Уршакского месторождения, оторочки дистиллированной воды и состава. Эксперимент проводили при средней пластовой температуре (43^oC) и постоянной скорости фильтрации равной 1,0 м/сут. Результаты эксперимента приведены в табл. 4.

Нефть из модели пласта вытесняли минерализованной водой до стабилизации перепада давления и 100% обводненности продукции на выходе модели. Затем испытывали нефтевытесняющие свойства состава. Для уменьшения влияния осадкообразования до и после оторочки состава закачивали по 0,3 п.о. дистиллированной воды. Закачка состава и затем воды не сопровождалась значительным ростом перепада давления. Закачка 0,5 п.о. состава и затем воды позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения на 9,2% что указывает на высокую нефтевытесняющую способность состава. Нефтевытесняющая способность состава связана со способностью образовывать ПАВ при реакции щелочи с кислыми компонентами нефти и улучшению смачиваемости водой поверхности породы.

В ходе последующей закачки состава испытывали регулирующее фильтрацию действие состава. Для предотвращения забивки торцов модели пласта до и после оторочки состава закачивали по 0,05 п.о. дистиллированной воды. После продавливали состав 0,3 п.о. минерализованной воды и оставляли на сутки для созревания осадков. Затем опять фильтровали минерализованную воду, что сопровождалось ростом перепада давления и снижением проницаемости по воде модели пласта. Одновременно наблюдали вытеснение нефти и рост коэффициента вытеснения на 4,1%
Полученные данные подтверждают высокую нефтевытесняющую и регулирующую проницаемость способность предложенного состава.

Важной характеристикой составов, закачиваемых в пласт, является вязкость. Измерение вязкости проводили с помощью капиллярного вискозиметра. Результаты измерения вязкости составов ПГ + отработанная щелочь приведены в табл. 5. Полученные результаты показывают, что ПГ повышает вязкость состава, что должно способствовать росту регулирующего проницаемость действия состава.

Таким образом, применение заявляемого состава в нефтедобывающей промышленности позволяет: повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов месторождений; уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды; снизить затраты на водоизоляционные работы; квалифицированно использовать отходы нефтехимических производств; улучшить охрану окружающей среды.

Формула изобретения

Состав для повышения нефтеотдачи и регулирования проницаемости пласта, содержащий щелочь, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полиглицерин, а в качестве щелочи отработанный каустик мокрых процессов газоочистки при следующем соотношении компонентов, мас.

Полиглицерин 10 40
Отработанный каустик мокрых процессов газоочистки 60 90с

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5