Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений

 

Состав относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован для регулирования разработки нефтяных месторождений, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, увеличение охвата пласта заводнением и изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений содержит, мас.%: нефтепродукт 90,0-99,9; дисперсный наполнитель 0,1-10,0. При этом в качестве нефтепродукта используют нефтепродукты с вязкостью 15-100 мПа•с, а в качестве дисперсного наполнителя используют гидролизный лигнин, древесную муку или бентонитовую глину. Нефтепродукт используют в качестве жидкости-носителя для закачки дисперсного наполнителя в пласт и предотвращения его преждевременного набухания в воде. Состав обладает повышенной вязкостью и фильтруемостью частиц дисперсного наполнителя, что обеспечивает эффективное снижение проницаемости водопромытых интервалов и перераспределение фильтрационных потоков вблизи скважины и в объеме пласта. 1 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений путем ограничения или изоляции притока пластовых вод с использованием суспензии твердых дисперсных наполнителей.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, содержащий, мас. %: шлам - лигнин 2-5; NaОН 2-5; полиакриламид - 0,05; вода - остальное [1].

При взаимодействии состава с минерализованной водой в пластовых условиях образуются органические и неорганические дисперсии лигнина и гидроокисей, которые в присутствии полиакриламида агрегатируются и укрупняются. Это создает условия для снижения проницаемости промытых интервалов и приводит к повышению охвата заводнением неоднородного пласта.

Основным недостатком состава является низкая эффективность при использовании на пластах со слабоминерализованной водой и нефтями повышенной вязкости.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий дисперсный наполнитель и жидкость-носитель и содержащий, мас.%: древесная мука 0,1-7,0 водоростворимый полимер 0,03-20,0; сшиватель 0,02-3,0; вода остальное [2]. Состав в пластовых условиях образует шитую полимерно-наполнительную систему, обеспечивающую блокирование водопромытых интервалов и зон прорыва пластовых вод.

Основным недостатком состава является низкая эффективность при использовании на пластах с зональной неоднородностью, что обусловлено его малой проникающей способностью в пористой среде. Состав имеет ограниченную применимость на пластах с высоковязкими нефтями, разрабатываемых с помощью заводнения. Кроме того, использование состава нецелесообразно на коллекторах с малой мощностью и в отсутствие открытой трещиноватости, что обусловлено кольматацией перфорированного интервала водорастворимым полимером.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий дисперсный наполнитель и нефтепродукт при следующем соотношении компонентов, мас. %: дисперсный наполнитель - 5; нефтепродукт - 95 [3]. При этом в качестве дисперсного наполнителя используют нефтяные шламы, а в качестве нефтепродукта - нефть с вязкостью 12-14 мПа•с. Состав обеспечивает изоляцию высокопроницаемых заводненных участков пласта и увеличение его охвата заводнением.

Недостатками состава являются низкая эффективность при использовании на коллекторах с повышенными температурами и повышенной вязкостью пластовой нефти, а также на трещиноватых и высокопроницаемых коллекторах, разработка которых осложнена интенсивными прорывами воды. Это связано со свойствами состава в целом и свойствами дисперсного наполнителя, который содержит значительную долю парафина, растворяющегося в нефти при температуре выше 60^oС. Кроме того, при повышенных температурах состав отличается высокой подвижностью и низкими структурно-механическими свойствами.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности регулирования разработки нефтяных месторождений путем снижения проницаемости водопромытых интервалов, перераспределения фильтрационных потоков и подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон.

Поставленная задача решается за счет использования разработанного состава для регулирования разработки нефтяных месторождений, обеспечивающего селективную закачку и большую глубину проникновения дисперсного наполнителя в водопромытые интервалы.

Сущность разработанного состава для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего жидкость-носитель и дисперсный наполнитель, заключается в том, что состав предусматривает использование в качестве жидкости-носителя нефтепродукта с вязкостью 15-100 мПа•с при следующем соотношений компонентов, мас.%: Нефтепродукт с вязкостью 15-100 мПа•с - 90,0-99,9 Дисперсный наполнитель - 0,1 -10,0 При этом в качестве дисперсного наполнителя используют гидролизный лигнин, древесную муку или бентонитовую глину.

Предложенная совокупность признаков разработанного состава обеспечивает эффективное перераспределение фильтрационных потоков на забое скважины и в объеме пласта за счет вязкостных свойств состава и глубокого проникновения дисперсного наполнителя. Это способствует увеличению охвата пласта заводнением и, как следствие, повышению нефтеотдачи.

Эффективное регулирование разработки нефтяных месторождений осуществляется в результате воздействия на пласт разработанного состава и протекания следующих процессов. Состав на основе дисперсного наполнителя и нефтепродукта обладает повышенной вязкостью. При закачке состава в нагнетательную скважину происходит фильтрация состава преимущественно в высокопроницаемый интервал, что обеспечивает выравнивание профиля приемистости скважины и перераспределение фильтрационных потоков. Нефтепродукт с повышенной вязкостью хорошо удерживает дисперсный наполнитель в объеме состава и способствует его глубокому проникновению в объем пласта. Дисперсный наполнитель кольматирует наиболее крупные поры водопромытого интервала, при этом воздействие усиливается в результате последующей закачки нагнетательной воды и набухания наполнителя.

Таким образом, использование состава позволяет существенно повысить эффективность воздействия на неоднородные коллекторы с целью увеличения нефтеотдачи. Наиболее предпочтительно применение состава на коллекторах, содержащих нефти средней и высокой вязкости.

Существенными отличительным признаками разработанного состава являются: 1. Использование нефтепродукта с вязкостью 15-100 мПа•с при указанных вязкостных характеристиках нефтепродукта используемые дисперсные наполнители хорошо удерживаются в объеме состава, что способствует более глубокой фильтрации дисперсного наполнителя в объем пласта. Кроме того, использование в качестве жидкости-носителя таких нефтепродуктов позволяет регулировать в широких пределах вязкость состава в целом. Это обеспечивает высокую эффективность и воздействия на пласты с различной степенью неоднородностью и различной вязкостью пластовой нефти с целью ее вытеснения. Кроме того, нефтепродукты смачивают дисперсный наполнитель, частично адсорбируются на нем и за счет этого препятствуют преждевременному его набуханию в закачиваемой и пластовой воде. Это обеспечивает сохранение начальных размеров частиц наполнителя и способствует их максимальному проникновению в поры пласта различного диаметра.

2. Соотношение компонентов в составе, мас.%: Нефтепродукт с вязкостью 15-100 мПа•с. - 90,0-99,9 Дисперсный наполнитель - 0,1-10,0 Выбранное соотношение компонентов в составе обеспечивает получение устойчивых суспензий с различной вязкостью и различным кольматирующим действием. Это позволяет регулировать интенсивность воздействия на нефтяной пласт путем выравнивания профиля приемистости скважины и увеличения охвата пласта заводнением.

3. Использование в качестве дисперсного наполнителя гидролизного лигнина, древесной муки или бентонитовой глины. Указанные дисперсные наполнители отличаются высокой степенью дисперсности, высокой проникающей способностью в пористой среде, набухаемостью, смачиваемостью нефтью и водой и, как следствие, различным кольматирующим действием. Это позволяет воздействовать на пласты с различными геолого-физическими параметрами и различной стадией разработки.

Для получения разработанного состава используют следующие реагенты и вещества: - нефтепродукты: нефть сырая с вязкостью 15-250 мПа•с, мазут, бензин, дизельное топливо и другие нефтепродукты или их композиции; - дисперсный наполнитель: гидролизный лигнин, древесная мука, бентонитовая глина или их смеси.

На практике предлагаемый состав для регулирования разработки нефтяных месторождений готовят смешением заданного количества дисперсного наполнителя в нефтепродукте или смеси нефтепродуктов с вязкостью 15-100 мПа•с. Прелагаются следующие конкретные примеры приготовления и использования состава.

Пример 1. В емкость для приготовления состава закачивают 49,5 т нефти с вязкостью 25 мПа•с, добавляют 0,5 т гидролизного лигнина и с помощью насосного агрегата интенсивно перемешивают. Получают состав, содержащий 1% дисперсного наполнителя и 99% нефтепродукта. Затем выбранную для обработки нагнетательную скважину отключают от водовода, закачивают в нее приготовленный состав и продавливают его в пласт с помощью буфера технической воды. Далее скважину вновь подключают к водоводу и продолжают нагнетание воды в пласт.

Пример 2. В емкость для приготовления состава закачивают смесь 46,7 т. мазута и дизельного топлива с вязкостью 40 мПа•с, добавляют 0,3 т древесной муки и 3 т бентонитовой глины и с помощью насосного агрегата интенсивно перемешивают. Получают состав, содержащий 6,6% дисперсного наполнителя и 93,4% нефтепродукта. Затем насосный агрегат и емкость подключают к выбранной для обработки нагнетательной скважине и дозируют состав в поток нагнетательной воды в соотношении 1:10. После закачки состава и отключения спецтехники продолжают нагнетательные воды в пласт.

В целом разработанный состав в пластовых условиях первоначально за счет повышенных вязкостных свойств обеспечивает изменение фильтрационных потоков вблизи ПЗП нагнетательной скважины. Далее состав постепенно расслаивается и в пласт фильтруется вязкий нефтепродукт и дисперсный наполнитель, снижающие скорость фильтрации воды по высокопроницаемым интервалам. По мере проникновения частиц дисперсного наполнителя в объем пласта под действием закачиваемой воды происходит их набухание, что усиливает кольматирующее действие на пласт.

При использовании состава по прототипу на пластах со средней и высокой температурой его кольматирующее действие проявляется только вблизи ПЗП скважины и носит временный характер, что существенно снижает эффективность воздействия на пласт. Это обусловлено тем, что после продавливания состава в пласт закачиваемой водой он разделяется на маловязкую жидкость-носитель (нефть) и дисперсный наполнитель, основу которого составляет парафин, растворяющийся в нефти под действием температуры.

Таким образом, новый состав позволяет регулировать разработку пластов с различными коллекторскими свойствами. Наиболее целесообразно применение состава на месторождениях с нефтями повышенной вязкости и повышенной температурой, что позволяет использовать пластовую нефть в качестве эффективной жидкости-носителя для закачки дисперсных наполнителей, набухающих в воде.

Источники информации
1. Девятов В.В., Алмаев Р.Х., Пастух П.И., Сонкина В.Н./ Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района // М.: ВНИИОЭНГ, 1995, 100 с.

2. Пат. РФ 2071555, кл Е 21 В 43/22, 33/138, 1997.

3. Пат. РФ 2071552, кл Е 21 В 43/22, 33/138, 1997 - ПРОТОТИП.

Формула изобретения

1. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий жидкость-носитель и дисперсный наполнитель, отличающийся тем, что в качестве жидкости-носителя используют нефтепродукт с вязкостью 15-100 мПа•с при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Нефтепродукт с вязкостью 15-100 мПа•с - 90,0-99,9
Дисперсный наполнитель - 0,1-10,0
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве дисперсного наполнителя используют гидролизный лигнин, древесную муку или бентонитовую глину.