Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи карбонатных и терригенных заводненных неоднородных пластов в условиях предельной обводненности на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности обработок скважин. Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов включает воду, полиакриламид и дополнительно металл-индикатор, привитый на полиакриламид, при следующем содержании компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-2,0, металл-индикатор 0,0005-0,05, вода - остальное. Причем в качестве металла-индикатора реагент содержит поливалентные металлы - никель, или кобальт, или ванадий, или алюминий, или хром. 1 з.п. ф-лы, 9 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи карбонатных и терригенных заводненных неоднородных пластов в условиях предельной обводненности на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.

Известны реагенты для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, представляющие собой водорастворимые несшитые полимерные системы (М.Л.Сургучев и др. Методы извлечения нефти. М.: Недра, 1991 г., с.117). Положительный эффект от применения водных полимерных несшитых систем достигается за счет их особых реологических и фильтрационных свойств в пористых средах, обусловленных неньютоновским типом течения. На характер течения растворов полимеров оказывают влияние прежде всего напряжение сдвига, упругие свойства макромолекул, адсорбция и механическое улавливание полимерных частиц пористой средой.

Известны также реагенты для повышения нефтеотдачи на основе сшитых полимерных систем, которые благодаря наличию в них гель-фракций образуют упругопластичные частицы, равномерно распределенные в воде. При закачке в пласт эти частицы заполняют наиболее крупные поры и трещины, легко преодолевают сужения поровых каналов неоднородных высокопроницаемых пластов и блокируют (закупоривают) их. Менее проницаемые области пластов, как правило, не подвергаются воздействию этих частиц. Это дает возможность в дальнейшем при закачках в пласт воды более полно охватить менее проницаемые области пластов, что приводит к снижению обводненности нефти, увеличению добычи и повышению нефтеотдачи (М.Л.Сургучев и др. Методы извлечения нефти. М.: Недра, 1991 г., с.123).

Указанные реагенты приняты за прототип. Однако все известные реагенты имеют следующий недостаток.

При закачке полимера в пласт он поступает в наиболее промытые, т.е. наиболее проницаемые зоны пласта. Закачиваемая в последующем вода отклоняется в менее проницаемые зоны и вытесняет из них нефть. В тоже время под действием градиента давления оторочка полимера перемещается по пласту от забоя нагнетательной скважины к забою добывающей скважины. При этом заводнением охватываются все новые зоны пласта.

В процессе движения полимера по пласту происходит его деструкция. Процесс деструкции очень сложно прогнозировать. Деструкция протекает под действием пластовой температуры, минерализации пластовой воды, кислорода, растворенного в нагнетаемой воде, и, кроме того, происходит механическая деструкция полимера при его перемещении по пласту.

По мере протекания процесса деструкции полимера его вязкость снижается, и скорость перемещения оторочки полимера возрастает. Наступает такой момент, когда оторочка полимера уже не оказывает повышенного сопротивления при движении по пласту и процесс увеличения охвата пласта заводнением прекращается, т.е. наступает момент прекращения технологического эффекта от обработки.

Во времени этот процесс можно представить как увеличение добычи после обработки, выход добычи нефти на максимум и плавное снижение добычи нефти.

Как показывает многолетний опыт работ, максимального результата можно достичь, если в период достижения уровня добычи максимальной величины провести повторную обработку скважины полимером.

Однако спрогнозировать время достижения максимального уровня добычи от обработки не представляется возможным. Это приведет к тому, что, когда уровень добычи достигает максимума, начинаются подготовительные работы к повторной закачке полимера. В результате обработка производится, когда уровни добычи нефти начинают снижаться. Таким образом, повторная обработка не дает желаемого результата.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности обработок скважин.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов, включающий полиакриламид, согласно изобретению дополнительно содержит металл-индикатор, привитый на полиакриламид, при следующем содержании компонентов, мас.%:

полиакриламид	0,5-2,0
металл-индикатор	0,0005-0,05
вода	остальное.

При этом в качестве металла-индикатора он содержит поливалентные металлы - никель, или кобальт, или ванадий, или алюминий, или хром.

Это позволяет путем отбора и анализа проб жидкости в добывающих скважинах обнаруживать в них появление металла-индикатора.

Физически время поступления металла-индикатора в добывающую скважину совпадает со временем деструкции полимера и вымывом его из пласта, а следовательно, и со временем начала прекращения технологического эффекта (выход добычи на максимальный уровень).

Таким образом, появляется запас времени на проектирование и проведение повторной обработки до начала снижения технологического эффекта.

Пример приготовления предлагаемого нефтевытесняющего реагента.

ПАА марки Akkotrol S622 в количестве 250 кг предварительно облучают гамма-лучами на источнике Со⁶⁰ до дозы 0,05 Мрад. Отдельно готовят раствор сульфата алюминия, для чего 6 кг AL₂(SO₄)₃ 18Н₂О растворяют в 60 л воды. Процесс модифицирования полимера проводят в технологическом реакторе с перемешивающим устройством и регулируемым обогревом путем распыления дозированного водного раствора соли при перемешивании всей массы. В том же реакторе проводят последующую сушку продукта до влажности 10-12%. Полученный продукт содержит около 0,2 мас.% привитого алюминия в пересчете на металл.

Ниже приводятся примеры лабораторных исследований приготовленного нефтевытесняющего реагента.

Пример 1

Использовали ПАА марки Мутифлок-231, облученный до дозы 0.05 Мрад гамма-лучами. Для модификации применяли NiSO₄ 7H₂О, 100 г порошка ПАА обрабатывали при перемешивании 30 мл водного раствора сульфата никеля. Концентрация раствора 30 г/дл. Полученный образец сушили при температуре 40°С до сыпучего состояния. После сушки 0.5 г порошка перемешивали со 100 мл воды до образования геля. Для контроля полноты прививки Ni образовавшийся гель промывали водой (1 л). Содержание металла определяли раздельно в геле и воде от промывки геля. Использовали метод рентгенофлуоресцентного анализа. Измерение проводили на рентгеновском спектрометре «Спектроскан». Результаты анализа представлены в таблице 1.

Таблица 1
Объект анализа	Содержание Ni, мас.%
Гель до контакта с водой	0.0270
Гель после контакта с водой при 20°С, 24 часа	0.0204
Водная фаза	Не обнаружено

Видно, что при контакте геля с водой никель в геле сохраняется, т.е. никель вошел в структуру геля.

Пример 2

Приготовление образцов порошка модифицированного ПАА и геля, а также анализ проводили так же, как в примере 1, но гель находился в контакте с водой при 60°С. Результаты приведены в таблице 2.

Таблица 2
Объект анализа	Содержание Ni, мас.%
Гель до контакта с водой	0.0243
Гель после контакта с водой при 60°С, 24 часа	0.0194
Водная фаза	Не обнаружено

Видно, что при повышенной температуре никель сохраняется в геле, т.е. связь металла с гелем термостойкая.

Пример 3

Приготовление и анализ образцов проводили так же, как и в примере 1, но для промывки геля использовали минерализованную воду, содержащую 20 г/л солей натрия, кальция и магния. Результаты анализа представлены в таблице 3.

Таблица 3
Объект анализа	Содержание Ni, мас.%
Гель до контакта с водой	0.0185
Гель после контакта с раствором солей 20 г/л при 20°С, 24 часа	0.0150
Водная фаза	Не обнаружено

Видно, что при контакте геля с минерализованной водой никель в геле сохраняется, т.е. связь металла с гелем солестойкая.

Пример 4

Готовили и анализировали образцы ПАА с привитым никелем и гели так же, как и в примере 1, но использовали растворы сульфата никеля разной концентрации. Содержание металла определяли в сухих порошках полученного реагента и в гелях. Кроме того, измеряли объем геля с помощью измерительного цилиндра. Объем геля отражает степень сшивки полимера. Результаты представлены в таблице 4.

Таблица 4
№	Порошок, Ni, мас.%	Гель, Ni, мас.%	Объем геля, см3
1	0.144	0.0002	100
2	0.36	0.0017	120
3	1.19	0.0058	130
4	1.57	0.0081	100
5	2.33	0.0114	70
6	3.0	-	Не набухает

Видно, что при большой концентрации никеля полимер плохо набухает. Это происходит вследствие значительного возрастания плотности сшивки. Нижний предел концентраций ограничен чувствительностью метода обнаружения металла. Оптимальные пределы концентрации никеля 0.1-2.3% в массе порошка реагента.

Пример 5

Этот пример иллюстрирует использование привитого металла для изучения движения геля (реагента) в пласте.

По измеренному значению металла оценивают концентрацию реагента в пробах пластовой воды. Использовали реагент, содержащий 1.0277 мас.% привитого Ni. Порошок реагента смешивали с минерализованной водой в различных соотношениях. Получали модельные пробы пластовой воды с различной концентрацией реагента (таблица 5, колонка 1).

Воду упаривали в открытой емкости на нагревательной плитке до получения сырой массы, которую затем отжигали в муфельной печи при 800°С до сухого остатка.

Определяли массу сухого остатка и содержание никеля в нем. Взвешивание проводили на аналитических весах ВЛР-200, а анализ никеля на рентгеновском спектрометре "Спектроскан".

По измеренным значениям массы сухого остатка и никеля оценивали концентрацию реагента в модельных пробах пластовой воды. Оценку проводили по формуле:

С(г/л)=М(г/л)×Сг(%)/Со(%),

где:

С - концентрация реагента;

М - масса сухого остатка, эта величина в основном зависит от минерализации воды;

Сг - измеренное значение металла в сухом остатке;

Со - привитое на ПАА количество металла.

В таблице 5 (колонка 2) представлены результаты расчета.

Таблица 5
Концентрация реагента, г/л, в пробах пластовой воды
1	2
Введено	Найдено
1.0356	1.2215
0.1035	0.0943
0.0542	0.0330

Из таблицы видно, что концентрация реагента, заложенная и рассчитанная по измеренным значениям подшитого металла, согласуется в пределах погрешности 20%. Метод расчета можно использовать при индикаторных исследованиях с использованием предлагаемого реагента.

Пример 6

Приготовление и анализ образцов проводили так же, как в примерах 1-3, но вместо сульфата никеля использовали ацетат кобальта Со(СН₃СОО)₂ 4Н₂О. Результаты представлены в таблице 6.

Таблица 6
Объект анализа	Содержание Со, мас.%
Гель до контакта с водой	0.0150
Гель после контакта с раствором солей 20 г/л при 60°С, 24 часа	0.0161
Водная фаза	Не обнаружено

Видно, что после промывки водой металл в геле сохраняется.

Пример 7

Использовали ПАА марки Akkotrol S622. Доза облучения 0.1 Мрад. Для модифицирования металлом использовали техническую соль Al₂(SO₄)₃ 18H₂O.

Прививку металла к полимеру проводили, как в примере 1. Модифицированный ПАА размешивали в воде из расчета 0,5 г порошка на 100 мл воды. После набухания порошка (2-3 часа) получали гель. Для контроля полноты прививки алюминия и прочности связи полученный гель промывали водой. Гель доливали одним литром воды, содержащей 20 г NaCl, и хранили при 60°С 24 часа. Определяли содержание алюминия в образцах геля до контакта с водой и после, а также в промывочной воде. Применяли химический метод анализа. Результаты представлены в таблице 7.

Таблица 7
Объект анализа	Содержание Al, мас.%
Гель до контакта с водой	0.080
Гель после контакта Минерализация воды NaCl, Температура 60°С, Время 24 часа	0.085
Водная фаза	Не обнаружено

Видно, что в контакте геля с водой, минерализация 20 г/л, при температуре 60°С алюминий в геле сохраняется, следовательно, связь металла с ПАА прочная. Предложенный реагент прошел промысловые испытания.

Пример 8

Обрабатывалась нагнетательная скважина на месторождении нефти, вокруг которой находятся три добывающие скважины. Суточная закачка воды в нагнетательную скважину составляла 450 м³. Суточные отборы жидкости из окружающих добывающих скважин - 400 м³. Обводненность добываемой продукции - 83%. Проницаемость пласта по толщине изменяется от 100 до 800 мД.

С целью снижения обводненности добываемой продукции и повышения нефтеотдачи пласта принято решение периодически закачивать в пласт через нагнетательную скважину сшитые растворы полиакриламида. Для контроля за движением полиакриламида приготовили полиакриламид в соответствии с примером 1.

Через месяц после закачки полиакриламида еженедельно начали отбор проб добываемой продукции из добывающих скважин. Результаты анализа отобранных в добывающих скважинах проб приведены в таблице 8.

Таблица 8
№ проб	Содержание индикатора в пробах, мас.%
№1	№2	№3
1	0	0	0
2	0	0	0
3	0	0	0
4	0	0	0
5	0	0	0
6	0	0	0
7	0	0	0
8	0	0	0
9	0	0.00031	0
10	0	0.00052	0
11	0.00015	0.00028
12	0.00033	0	0
13	0.00005	0	0
14	0	0	0
15	0	0	0.00006
16	0	0	0.00012
17	0	0	0.00004
18	0	0	0

Анализ проб производился по методике, изложенной в примере №1 и примере №5.

Динамика изменения обводненности добываемой продукции приведена в таблице 9. Определение обводненности добываемой продукции производилось одновременно с определением наличия индикатора в ней.

Таблица 9
№ проб	Обводненность добываемой продукции, %
№1	№2	№3
1	71	68	76
2	71	68	76
3	71	68	76
4	71	68	76
5	71	68	76
6	71	68	76
7	71	68	76
8	71	71	76
9	71	71	76
10	75	71	76
11	77	72	76
12	77	73	76
13	77	73	76
14	77	73	78
15	78	73	78
16	78	73	78
17	78	73	78
18	78	73	78

Как видно из таблиц 8 и 9, приход индикатора совпал с началом снижения технологического эффекта от обработки. Однако через 19 недель с момента проведения первой закачки полиакриламида в пласт были подготовлены необходимые силы и средства (завезен на скважину необходимый объем химических реагентов и доставлена техника, необходимая для закачки полиакриламида). Это позволило, не дожидаясь полного прекращения технологического эффекта от обработки, провести повторную обработку пласта раствором полиакриламида и получить максимальный технологический эффект.

1. Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов, включающий воду, полиакриламид, отличающийся тем, что он дополнительно содержит металл-индикатор, привитый на полиакриламид, при следующем содержании компонентов, мас.%:

полиакриламид	0,5-2,0
металл-индикатор	0,0005-0,05
вода	остальное

2. Нефтевытесняющий реагент по п.1, отличающийся тем, что в качестве металла-индикатора он содержит поливалентные металлы никель, или кобальт, или ванадий, или алюминий, или хром.