Концентрат для приготовления состава для регулирования разработки нефтяной залежи и состав для регулирования разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применимо при разработке обводненных неоднородных по проницаемости нефтяных залежей. Техническим результатом является обеспечение высоких физико-механических характеристик и при использовании в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах увеличение охвата пласта воздействием. Концентрат для регулирования разработки нефтяной залежи содержит в качестве полимера галактоманнан, эфир целлюлозы или полиакриламид и поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0). Причем он дополнительно содержит модифицированный крахмал при следующем соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,1-3,0) или дополнительно содержит бензоат натрия и/или сорбат калия при следующем соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,001,0,9):(0,01-1,0):(0,001-0,5), или дополнительно содержит модифицированный крахмал, бензоат натрия и/или сорбат калия при следующем соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,1-3,0):(0,001-0,5). Состав для регулирования разработки нефтяной залежи содержит, мас.%: указанный выше концентрат 0,061 – 7,4 и растворитель остальное. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применимо при разработке обводненных неоднородных по проницаемости нефтяных залежей.

Известен состав для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи, включающий водный раствор экзополисахарида и крахмала (см. патент РФ №2073789, МКИ Е 21 В 33/138, публ. 1997 г.).

Известный состав при использовании наиболее эффективен лишь при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины.

Известен способ извлечения жидких углеводородов (варианты), включающий закачку пенообразующего раствора, содержащего синтетический или биополимер, поверхностно-активное вещество, водный растворитель и газ, в подземную формацию с трещинами через одну из скважин и извлечение жидких углеводородов через вторую скважину (см. патент РФ №2071554, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1997 г.).

Недостатком известного способа является то, что пенообразующий раствор из-за высокой вязкости используется для изоляции вертикальных и горизонтальных трещин и не может проникнуть в более мелкие поры.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину (см. патент РФ №2060373, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.)

Данный способ недостаточно эффективен при разработке нефтяной залежи.

В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного концентрата и состава, обладающих высокими физико-химическими характеристиками и позволяющих при использовании в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах увеличить охват пласта воздействием.

Поставленная задача решается тем, что концентрат для регулирования разработки нефтяной залежи, содержащий полимер и поверхностно-активное вещество, в качестве полимера содержит галактоманнан, эфир целлюлозы или полиакриламид при следующем соотношении компонентов соответственно:

(0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0),

или дополнительно содержит модифицированный крахмал при следующем соотношении компонентов соответственно:

(0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,1-3,0),

или дополнительно содержит бензоат натрия и/или сорбат калия при следующем соотношении компонентов соответственно:

(0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,001-0,5),

или дополнительно содержит модифицированный крахмал, бензоат натрия и/или сорбат калия при следующем соотношении компонентов соответственно:

(0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,1-3,0):(0,001-0,5)

Поставленная задача решается также путем создания состава для регулирования разработки нефтяной залежи, содержащей активный компонент и растворитель, в качестве активного компонента он содержит концентрат по п.п.1 или 2 или 3 или 4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Концентрат 0,061-7,4

Растворитель Остальное

Для приготовления концентрата и состава используют галактоманнаны, представляющие собой гетерогликаны, содержащиеся в семенах стручковых растений. Коммерческие препараты галактоманнанов получили название камедей, которые получают водной экстракцией полисахаридов из измельченного сырья. В качестве галактоманнана используют гуаровую смолу, или карайи камедь, или ксантановую камедь, или камедь рожкового дерева, или тары камедь, или овсяную камедь, или геллановую камедь, или гхатти камедь, или коньяк глюкоманнан, или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия” Москва, Изд-во "Советская энциклопедия", 1973 г., с.737).

В качестве эфира целлюлозы используют, например, натрий карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или метилцеллюлозу (МЦ), или этилцеллюлозу (ЭЦ), или гидроксипропилцеллюлозу (ГПЦ), или метилэтилцелюлозу (МЭЦ), или этилгидроксиэтилцеллюлозу (ЭГЭЦ), или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия”, Москва, Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973 г., с.1423-1424).

Полиакриламид (ПАА) берут, например, по ТУ 6-16-2531-81, по ТУ 6-01-1049-81.

В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют анионные, или катионактивные, или неионогенные поверностно-активные вещества, или их смеси при любом соотношении, например

- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88;

- алкилтолуолсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87;

- сульфонол НП-3 по ТУ 84.509.81;

- оксиэтилированные алкифенолы по ГОСТ 8433-81, ТУ 38.507-63-171-91;

- катапин А по ТУ 6-01-816-75;

- ДОН-52 по ТУ 2484-006-0476205-93;

- ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89;

- Лапрол 4202-2Б-30 по ТУ 2226-039-05766801-95, Лапрол 5003-2Б10 по ТУ 2226-023-10488057-95, Лапрол 5003-2-15 по ТУ 2226-006-10488057-94, Лапрол 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94,

- МЛ-81Б поТУ 2481-007-48482528-99.

В качестве модифицированного крахмала используют крахмал, подвергшийся физической, химической и биологической обработке, что существенно изменяет строение и свойства крахмала, в том числе способность растворяться в холодной воде.

В качестве растворителя используют воду или смесь ее с гликолем при их соотношении (1-100):0,001 соответственно, например, этиленгликоль (ЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или тетраэтиленгликоль (ТЭГ) (см. Б.Н.Степаненко. Органическая химия. Москва: Медицина, 1975 г., с.119-124). Концентрат и состав готовят добавлением в ПАВ других компонентов состава. При вводе в состав бензоата натрия и/или сорбата калия их вначале также добавляют в ПАВ, а затем вводят в концентрат и состав. Полученные концентрат и состав стабильны при температуре от -25°С до 100°С, обладают хорошими поверхностно-активными свойствами, проявляют деэмульгирующие свойства в воде любой минерализации, имеют высокую способность к диспергированию по отношению к нефти.

Концентрат и состав могут быть приготовлены на устье скважины или в условиях промышленного производства с последующей транспортировкой к месту использования. В зависимости от условий месторождения, его геологического строения подбирают состав варьированием содержания компонентов и растворителя. Состав при необходимости можно дополнительно растворить.

Смешение проводят в смесителях мельничного типа, например в роторно-коллоидной мельнице с числом вращения ротора 3000 оборотов в минуту и выше, где происходит одновременно с растворением и измельчение компонентов состава.

Закачка в пласт состава приводит к изменению гидродинамической обстановки в пласте за счет перераспределения фильтрационных потоков вследствие снижения степени неоднородности пласта. При дальнейшей разработке происходит вытеснение нефти из нефтесодержащих пропластков, и далее за счет регулирования давления в пласте в разработку включаются удаленные от нагнетательной скважины низкопроницаемые нефтесодержащие пропластки, таким образом увеличивая охват пласта воздействием.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать концентрат и состав для эффективного регулирования разработки нефтяной залежи.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленой совокупности признаков и обладающего высокими показателями при использовании для регулирования разработки нефтяных залежей.

Для доказательства соответствия заявлемого изобретения критерию “промышленная примененимость” приводим конкретные примеры приготовления концентрата и состава с определением их физико-химических характеристик, а также определения эффективности при использовании состава в нефтяных пластах.

Определяют следующие физико-химические характеристики: поверхностое и межфазное натяжение с использованием сталагмометрического метода и вязкость с помощью вискозиметра ВПЖ-2. В ходе измерения межфазного натяжения на границе с нефтью было замечено, что капли нефти не растекаются на поверхности закачиваемого состава, а собираются в виде отдельных капель, что свидетельствует о хороших диспергирующих свойствах составов по отношению к нефти.

Результаты исследований приведены в табл.1.

Как видно из данных табл.1, предлагаемый состав обладает высокими физико-химическими характеристиками.

Исследования эффективности использования состава при регулировании нефтяной залежи проводят на моделях неоднородного нефтяного пласта, составленных из двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых стеклянных трубок длиной 100 см и диаметром 2 см. Трубки заполняют молотой породой. Заданное значение проницаемости получают определенным набором фракций породы. Подготовленные трубки под вакуумом насыщают пластовой водой. Для создания нефтенасыщенности воду из моделей вытесняют нефтью, для получения остаточной нефтенасыщенности нефть вытесняют до полной обводненности продукции на выходе из пористой среды. Далее в модели вводят исследуемые составы и продолжают вытеснение водой. Проводят замеры гидродинамических параметров модели.

Результаты исследований приведены в табл.2.

Пример 1 (известный состав). В модель неоднородного пласта закачивают состав №1, содержащий 1,0 г гуаровой смолы, 0,5 г карбоксиметилцеллюлозы, 1,0 г неионогенного поверхностно-активного вещества и 97,95 г воды, в количестве 1 5% ПО. Остаточный фактор сопротивления составляет 9,4, а коэффициент прироста нефтевытеснения 18,3% (см. табл.2, пример 1).

Пример 2-4. Проводят аналогично примеру 1.

Пример 5 (известный состав). В модель неоднородного пласта закачивают состав, содержащий 0,1 г полиакриламид и 0,3 г биоПАВ при их соотношении 1:2,5. Остаточный фактор сопротивления составляет 9,8, а коэффициент прироста нефтевытеснения -14,0% (см. табл.2, пример 5).

Как видно из данных табл.2, исследования предлагаемого состава на неоднородных по проницаемости моделях пласта показали его эффективность использования для повышения нефтеотдачи пластов.

Предлагаемый концентрат и состав при использовании позволяют:

- увеличить охват пласта воздействием,

- повысить прирост коэффициента нефтевытеснения из неоднородных нефтяных пластов с обводненностью до 98%;

- готовить и использовать в воде любой минерализации;

- использовать в высокотемпературных пластах;

- готовить концентрат и состав в условиях промышленного производства, хранить длительное время и транспортировать к месту назначения.

Формула изобретения

1. Концентрат для приготовления состава для регулирования разработки нефтяной залежи, включающий полимер и поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что в качестве полимера он содержит галактоманнан, эфир целлюлозы или полиакриламид при соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0).

2. Концентрат по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит модифицированный крахмал при соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,1-3,0).

3. Концентрат по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит бензоат натрия и/или сорбат калия при соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,001-0,5).

4. Концентрат по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит модифицированный крахмал, бензоат натрия и/или сорбат калия при соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,001 -0,9):(0,01 -1,0):(0,1 -3,0):(0,001 -0,5).

5. Состав для регулирования разработки нефтяной залежи, содержащий активный компонент и растворитель, отличающийся тем, что в качестве активного компонента он содержит концетрат по п.1, или 2, или 3, или 4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

концентрат 0,061-7,4

растворитель Остальное