Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов. Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта включает стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду. В качестве производного кремниевой кислоты он содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100. В качестве воды он содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) 2-5, кремнезоль с силикатным модулем 100 в количестве 2-5, указанная электрохимически активированная вода - остальное. Технический результат: увеличение коэффициента нефтевытеснения до 4,8%. 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек, ограничивающих фильтрацию состава, содержащего полимер, силикат натрия, пресную и минерализованную воду, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, в котором ограничивающий фильтрацию состав дополнительно содержит латекс, причем указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%:

полимер 0,005-2,0
силикат натрия 0,1-10,0
латекс 0,01-15,0
пресная вода остальное

и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины, где в качестве полимера используют полиакриламид марки Alcoflood 1175A производства компании BASF в количестве 0,072 т, в качестве силиката натрия используют жидкое стекло - производное кремниевой кислоты с силикатным модулем 2,3-3,6 в соответствии с ГОСТ 13078-81, а в качестве латекса используют нестабилизированный неионогенным ПАВ латекс марки СКС-65 ГП (ГОСТ 10564-75) в количестве 3,6 т 7,66 м3 (RU Патент №2290504, МПК E21B 43/22, C09K 8/88, 2006).

Недостатком указанного объекта является недостаточная эффективность состава, связанная с его низкой стабильностью, и, как следствие, недостаточной проникающей способностью внутрь порового пространства неоднородного нефтяного пласта.

Известен состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, содержащий водорастворимый органический полимер, стабилизированный неионогенным поверхностно-активным веществом латекс и воду, в качестве водорастворимого органического полимера может быть использованы, например, полиакриламид различных марок, сополимер полиакриламида или водорастворимое производное целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлоза, в качестве стабилизатора латекса используют, например, неонол или синтерол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

водорастворимый органический полимер 0,005-1,0
стабилизированный латекс 0,05-10,0
вода остальное

(RU Патент №2172821, МПК 7 Е21В 43/22, 2001).

Недостатком указанного объекта является недостаточная эффективность состава, связанная с его низкой стабильностью, и, как следствие, недостаточной проникающей способностью внутрь порового пространства неоднородного нефтяного пласта.

Наиболее близким по технической сущности является состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, содержащий латекс, производное кремниевой кислоты и воду, в качестве производного кремниевой кислоты содержит жидкое стекло с силикатным модулем 2,3-3,6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) 0,1-10,0
латекс (в пересчете на сухое вещество) 0,01-10,00
вода остальное

(RU Патент №2194158, МПК 7 E21B 43/22, 2002).

Состав содержит жидкое стекло - производное кремниевой кислоты с силикатным модулем 2,3-3,6 в соответствии с ГОСТ 13078-81. Состав содержит латекс, стабилизированный неионогенным поверхностно-активным веществом. Латекс представляет собой агрегативно устойчивую мелкодисперсную эмульсию синтетических или натуральных каучуков в воде, например, СКС-65 ГП или СКС-65 ГПБ.

Состав готовят путем смешения компонентов состава в пресной или минерализованной воде с плотностью не более 1010 кг/м3 или в их смеси.

Недостатком известного состава является недостаточная агрегативная устойчивость при взаимодействии с пластовыми водами высокообводненных участков слоисто-неоднородного нефтяного пласта, что способствует снижению коэффициента нефтевытеснения.

Задачей изобретения является увеличение коэффициента нефтевытеснения за счет повышения агрегативной устойчивости состава при взаимодействии с пластовыми водами высокообводненных участков неоднородного нефтяного пласта.

Техническая задача решается тем, что состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду, в качестве производного кремниевой кислоты содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100, а в качестве воды содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

стабилизированный латекс
(в пересчете на сухое вещество) 2-5
кремнезоль с силикатным модулем 100 2-5
указанная электрохимически активированная вода остальное

Решение технической задачи позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения до 4,8%.

В составе используют стабилизированный неионогенным поверхностно-активным веществом синтетический латекс СКС-65 ГПБ, спецификация в соответствии с ТУ 38.103111-83 (см. http:/b2b.sibur.ru/pages_new_ru/catalog/catalog_product.jsp?portal=SYNRUB&prod=1308&level=110); в качестве производного кремниевой кислоты состав содержит кремнезоль с силикатным модулем 100 марки КЗ-ТМ 20, спецификация в соответствии с ТУ 2145-004-12979928-2001 (см. http://www.compass-kazan.ru/products/64/). В качестве электрохимически активированной воды состав содержит анолит, полученный путем обработки воды с содержанием поваренной соли в установке электрохимической активации СТЭЛ-10АК. Исходная слабосоленая вода имеет pH 5,75 и электропроводность 2,5 мСм. Электрохимически активированная вода, используемая в составе по примерам 1 и 2, обладает pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав по заявляемому объекту готовят путем смешения стабилизированного латекса (латекс СКС-65 ГПБ) и кремнезоля с силикатным модулем 100 в указанной электрохимически активированной воде.

Состав по примерам 3 и 4 готовят путем смешения стабилизированного латекса (латекс СКС-65 ГПБ) и кремнезоля с силикатным модулем 100 в электрохимически активированной воде, которая обладает pH 6,4 при электропроводности 3,5 мСм.

Состав по примерам 5 и 6 готовят путем смешения стабилизированного латекса (латекс СКС-65 ГПБ) и кремнезоля с силикатным модулем 100 в электрохимически активированной воде, которая обладает pH 4,4 при электропроводности 3,9 мСм.

Данные по примерам 1-6 и по прототипу сведены в таблицу 1.

Полученный таким образом состав закачивают в пласт по технологии площадного воздействия (с кустовых насосных станций) или по разовой технологии (в отдельные скважины).

Заявляемый состав позволяет создать гидроизоляционный экран на большем расстоянии от нагнетательной скважины, и тем самым повысить охват пласта нефтевытесняющим воздействием (Фиг.2, где позиции 3, 4, 5 соответствуют моделям пласта, наиболее удаленным от нагнетательной скважины). При исследовании эффективности состава для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта важными являются данные по фильтрационному сопротивлению.

Увеличение нефтеотдачи высокообводненных слоисто-неоднородных пластов при использовании осадко-гелеобразующих составов пропорционально повышению фильтрационного сопротивления или так называемого остаточного фактора сопротивления, и тем самым увеличению коэффициента нефтевытеснения (Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи слоисто-неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, с.317).

Для моделирования высокообводненных участков слоисто-неоднородного пласта используют насыпные модели, каждая из которых представляет собой цилиндрический полый металлический корпус длиной 15 см, диаметром 30 мм с толщиной стенки 6 мм, закрытый с обеих сторон заглушками, имеющими сквозные отверстия. Указанные цилиндрические полые модели (трубки) набивают промытым кислотой кварцевым песком. Далее модели последовательно соединяются между собой при помощи переходных муфт. На моделях определяют фильтрационное сопротивление или так называемый остаточный фактор сопротивления по заявляемому объекту и по прототипу по общепринятой методике (Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. - Уфа, изд. Башнипинефть, 2003, с.100).

Порядок закачки фильтрующихся по модели пласта агентов следующий: вначале закачивают минерализованную воду определенной плотности количеством 2-3 поровых объемов (п.о.) до стабилизации перепада давления, затем буфер 0,1 п.о., состав 0,19 п.о., буфер 0,1 п.о. и оторочку минерализованной воды 0,36 п.о. Фильтрацию останавливают на 2 суток для завершения процессов коагуляции, после чего фильтруют минерализованную воду до стабилизации перепада давления около 3,0 п.о. При этом определяют: исходную (k1) и конечную (k2) проницаемость моделей пласта по воде; возникающий при фильтрации перепад давления (p); расход фильтрующейся воды на выходе из модели пласта (Q); объем нефти, вытесненной водой из модели пласта при максимальном насыщении нефти этой водой (VHB) и начальный объем нефти, содержащейся в модели пласта (VHH), в итоге рассчитывают остаточный фактор сопротивления и коэффициент нефтевытеснения.

Остаточный фактор сопротивления в случае установившейся фильтрации и неизменной вязкости фильтрующейся после воздействия гидроизолирующим составом воды определяют по формуле

R O C T = k 1 k 2 ,

где k1 и k2 - проницаемость пористой среды по воде до и после воздействия соответственно, определяемые по формуле

k = Q l μ Δ P S ,

где Q - расход жидкости, м3/с; ΔP - перепад давления, Па; µ - динамическая вязкость воды, Па·с; l - длина модели пласта, забитой пористой средой, м; S - площадь поперечного сечения модели пласта, забитой пористой средой, м2.

Коэффициент нефтевытеснения определяют как отношение объема нефти VHB, вытесненной водой из модели пласта при максимальном насыщении нефти этой водой к начальному объему нефти VHH, содержащейся в модели пласта

K B = V H B V H H .

Представленные выше формулы приведены в книге (Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, с.124, 152).

Результаты экспериментов (при температуре 20-22°C) на моделях пласта Ромашкинского месторождения с определением остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения в зависимости от концентрации реагентов в технологическом растворе представлены в таблице 1.

Результаты определения остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения (при температуре 20-22°C) на моделях пласта Ромашкинского месторождения в зависимости от концентрации реагентов в закачиваемом гидроизолирующем растворе представлены в таблице 1.

Таблица 1
Состав по прототипу и заявляемому объекту по примерам 1-6, мас.% Остаточный фактор сопротивления Коэффициент нефтевытеснения, %
1 2 3 4
Прототип Латекс - 0,10
Жидкое стекло - 0,01 20,2 72,1
Вода - 99,89
Латекс - 5
Жидкое стекло - 2 40,5 80,4
Вода - 93
Латекс - 10
Жидкое стекло - 10 49,2 81,2
Вода - 80
Заявленный состав 1. Стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) - 5,00
Кремнезоль - 2,00 46,3 85,3
Вода электрохимически активированная с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм - 93
2. Стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) - 2,00
Кремнезоль - 5,00 55,7 85,9
Вода электрохимически активированная (pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм) - 93
Дополнительные примеры
1 2 3 4
3. Стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) - 5,00
Кремнезоль - 2,00 42,9 82,5
Вода электрохимически активированная с pH 6,4 при электропроводности 3,5 мСм - 93
4. Стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) - 2,00
Кремнезоль - 5,00 50,0 83,1
Вода электрохимически активированная с pH 6,4 при электропроводности 3,5 мСм - 93
5. Стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) - 5,00
Кремнезоль - 2,00 46,8 86,0
Вода электрохимически активированная с pH 4,4 при электропроводности 3,9 мСм - 93
6. Стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) - 2,00 56,7 86,0
Кремнезоль - 5,00
Вода электрохимически активированная с pH 4,4 при электропроводности 3,9 мСм - 93

Результаты фильтрационных экспериментов (при температуре 20-22°C) на дальность проникновения в межскважинную зону неоднородного нефтяного пласта Ромашкинского месторождения с определением остаточного фактора сопротивления по прототипу (состав: латекс - 5,00 мас.%, жидкое стекло - 2,00 мас.%, вода - остальное) и по заявляемому объекту, см. позиция 2 таблицы 1 (состав: латекс - 5,00 мас.%, кремнезоль - 2,00 мас., вода электрохимически активированная - остальное) представлены на Фиг.1 и Фиг.2 соответственно. Под позициями 1-5 понимают номер наполненной песком модели пласта в сочлененной структуре. Чем дальше модель находится от нагнетательной емкости, тем выше ее порядковый номер.

По результатам фильтрационных экспериментов, представленных в таблице 1, видно, что заявляемый объект по сравнению с прототипом увеличивает значение фактора сопротивления и коэффициент нефтевытеснения, что связано с образованием изолирующего экрана на наибольшей дистанции от нагнетательной скважины в межскважинной зоне модели неоднородного нефтяного пласта, и, как следствие, повышением охвата пласта за счет вовлечения в заводнение плохо дренированных участков пласта, см. Фиг 2, позиция 3, 4, 5, т.е. заявляемый объект позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения до 4,8%.

Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду, отличающийся тем, что в качестве производного кремниевой кислоты он содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100, а в качестве воды он содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

стабилизированный латекс
(в пересчете на сухое вещество) 2-5
кремнезоль с силикатным модулем 100 2-5
указанная электрохимически активированная вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении и оценке эффективности растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, образующихся на поверхностях технологического оборудования, используемого при добыче, транспортировке и хранении нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ включает стадию вибросейсмического воздействия на пласт с помощью генератора упругих волн.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, повышение эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к полимерным реагентам, входящим в состав буровых растворов. Реагент для обработки бурового раствора, полученный модификацией карбоксиметилцеллюлозы КМЦ в растворителе путем обработки суспензии КМЦ агентом-модификатором, выдерживания реакционной массы при нагревании, отделения продукта с помощью фильтра-пресса и сушки, где суспендируют КМЦ размером не более 200 мкм в хлороформе, в качестве агента-модификатора используют 1.1.5-тригидроперфторпентилхлорсульфит в виде раствора в хлороформе, а указанную обработку осуществляют в присутствии диметилформамида при температуре -10 - (-5)°С.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления АВПД.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов. Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта включает стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду. В качестве производного кремниевой кислоты он содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100. В качестве воды он содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав содержит компоненты в следующем соотношении, мас.: стабилизированный латекс 2-5, кремнезоль с силикатным модулем 100 в количестве 2-5, указанная электрохимически активированная вода - остальное. Технический результат: увеличение коэффициента нефтевытеснения до 4,8. 2 ил., 1 табл.

Наверх