Патент на изобретение №2361898
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(54) СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ВОДОПРОМЫТЫХ ИНТЕРВАЛОВ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
(57) Реферат:
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 Наиболее близким к заявляемому по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков (пат. РФ 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.%:
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 Пример 2. В насыщенную минерализованной водой модель пласта по известной методике подавали 0,3 п.о. состава Пример 3. По той же методике проводился опыт по прототипу. В качестве осадкообразующего состава 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.
Формула изобретения
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.%:
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||