Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта
Владельцы патента RU 2361898:
Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к добыче нефти из неоднородных обводненных пластов в поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Технический результат изобретения - повышение извлечения нефти из неохваченных воздействием зон и, как следствие, увеличение нефтеотдачи пласта и ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи. Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта путем закачки в пласт бурового реагента Брег-2, который сначала закачивают в пласт в растворе каустической соды, а затем закачивают водный раствор полиакриламида - 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. 2 табл.
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 |
