СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
OIL RESERVOIR PRODUCTION METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки пласта нефтяных месторождений, а также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известны кислотные композиции для обработки пласта нефтяных месторождений, по которым закачиваемые композиции содержат водорастворимый анионный полимер, кислоту, кремнийорганическое вещество или жидкое стекло и соли поливалентных металлов.
Так, например, закачиваемые композиции по а.с. №1661379, опубл. 07.07.91, бюл. №25, содержат при рН 1-3 в мас.%: 0,005-5,0 водорастворимого полимера; 0,002-0,04 хроматов одновалентного катиона; 0,002-12,0 кремнийорганического вещества; остальное вода.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ, по которому закачивают в мас.%: 0,01-5,0 водорастворимого анионного полимера; неорганическую или органическую кислоту до рН 0,5-2,5; 1,5-8,0 жидкого стекла; 0,001-0,06 соли поливалентного металла; остальное вода (патент РФ №2112873, опубл. 10.06.1998).
Однако вышеуказанные композиции имеют не высокие реологические и низкие гидрофобизирующие и нефтевытесняющие свойства.
Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа обработки пласта за счет увеличения реологических свойств, а также повышения гидрофобизирующих и нефтевытесняющих свойств закачиваемых композиций.
Поставленная задача решается тем, что способ обработки пласта нефтяных месторождений путем закачки в пласт полимерной композиции, содержащей водный раствор анионного полимера, по меньшей мере, одну растворимую в воде кислоту, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество и соль поливалентного металла, отличающийся тем, что указанная композиция дополнительно содержит, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество - ПАВ и высокодисперсный гидрофобный материал - ВДГМ, а при ее получении в водный раствор указанного полимера дозируют, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество, по меньшей мере, одно ПАВ, ВДГМ и доводят рН реакционной массы до 0,5-3,0 путем добавления, по меньшей мере, одной кислоты, затем вводят соль поливалентного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Водорастворимый анионный полимер
0,01-5,0
По меньшей мере одно кремнийсодержащее вещество
1,0-8,0
По меньшей мере одно ПАВ
0,50-10,0
Высокодисперсный гидрофобный материал
0,1-3,0
Соль поливалентного металла
0,003-0,30
Вода
остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно в скважину закачивают наполнитель - водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, при мас. соотношении водопоглощающий полимер: указанный инертный носитель не менее 1:5-1:10, после которого закачивают инертный носитель в качестве буфера в количестве 0,2 объема инертного носителя.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кремнийсодержащего вещества используют, по меньшей мере, одно маслорастворимое или водорастворимое кремнийорганическое вещество или водорастворимое или коллоидное кремнийнеорганические вещество.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что качестве кремнийорганического вещества используют полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое вещество - замещенный или полный эфир ортокремниевой кислоты, или органохлорсилан, или олигоорганоэтоксихлорсилоксан, или смесь тетраэтоксисилана с органохлорсиланом, или смесь тетраэтоксисилана с этоксиорганохлорсилоксаном, или метилсиликонат натрия, или этоксисилоксан, или смесь олигоэтоксисилоксанов, или полиэтилсилоксан, или полифенилсилоксановую, или полиорганофенилсилоксановую смолу, или металлоорганосилоксан: титаноэтоксихлорсилоксан - АКОР Б 100 или АКОР БН 100-104, АКОР БН 300.
5. Способ по п.3, отличающийся тем, что в качестве кремнийнеорганического вещества используют технический водорастворимый или коллоидный силикат.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачиваемое кремнийсодержащее вещество предварительно разбавляют разбавителем, причем кремнийсодержащее вещество, содержащее хлор, разбавляют, используя в качестве разбавителя минерализованную воду хлоркальциевого типа при соотношении: на 1 об.ч. кремнийсодержащего вещества 0,5-2 об.ч. разбавителя, а кремнийсодержащее вещество, не содержащее в своем составе хлора, разбавляют, используя в качестве разбавителя и катализатора 0,5-6,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной воде хлоркальциевого типа, в тех же соотношениях.
Закачиваемые композиции дополнительно содержат ингибитор коррозии, или ингибитор бактериальной коррозии, или ингибитор солеотложений в количестве 0,1-3,0 мас.%.
6
6
6
6
В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА), как низкомолекулярные, так и высокомолекулярные ПАА с ММ=0,5-18·10 и степенью гидролиза 5-20%, например ПАА, как отечественного производства, например низкомолекулярные ПАА марок АК-631 и АК-642 с ММ 1,0-1,8×10 и степенью гидролиза 5-10%, выпускающиеся по ТУ 6-02-00209912-41-94 и ТУ 6-02-00209912-65-99 фирмой ООО «Гель-Сервис» г.Саратов, так и ПАА импортного производства, например производства Англии, низкомолекулярный анионный полимер марки Alkoflood 254 S, аналог ПАА с ММ 0,5-0,8×10 и степенью гидролиза 5-6%, или высокомолекулярные полимеры марок CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT производства Японии, ПАА с ММ 8-18×10 и степенью гидролиза 5-20%, биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарид марки ГПС, или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам СЗ=80-90, например КМЦ марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, КМЦ-800, оксиэтилированную целлюлозу марки ОЭЦ или гидроэтилцеллюлозу ГЭЦ и ее модификации, или метилцеллюлозу марки МЦ, или модифицированную лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлозу марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкую полианионную целлюлозу марки Полицел ПАЦ, выпускающуюся по ТУ 2231-013-32957739-00, полиметакриловую кислоту (ПМАК) или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающийся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты или метакриламид марки Метас, полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, поливинилацетатные полимеры, например поливинилацетат (ПВА) и поливиниловый спирт (ПВС), сополимеры винилацетата и винилового спирта.
В качестве кремнийсодержащего вещества используют, по меньшей мере, одно маслорастворимое или водорастворимое кремнийорганическое вещество, или водорастворимое или коллоидное кремнийнеорганическое вещество.
В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества используют полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое вещество - замещенный или полный эфир ортокремниевой кислоты, или органохлорсилан, или олигоорганоэтоксихлорсилоксан, или смесь тетраэтоксисилана с органохлорсиланом, или смесь тетраэтоксисилана с этоксиорганохлорсилоксаном, или метилсиликонат натрия, или этоксисилоксан, или смесь олигоэтоксисилоксанов, или полиэтилсилоксан, или полифенилсилоксановую, или полиорганофенилсилоксановую смолу, например олигоорганоэтоксихлорсилоксан под названием «продукт 119-204» (ТУ 6 02-1294-84), этилсиликат - 40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов; или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксана - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или металлоорганосилоксан: титаноэтоксихлорсилоксан - АКОР Б 100 или АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества или смеси их используют, например, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н ТУ 6-000491277-101-97) - водный раствор метилсиликоната натрия или композицию этоксисилоксанов (ТУ 6-00 - 05763441-45-92) под названием «продукт 119-296 Т».
В качестве кремнийнеорганического вещества используют технический водорастворимый или коллоидный силикат, включающий силикат натрия в виде жидкого стекла или полисиликата с силикатным модулем 3,2-6,5, или метасиликат, или коллоидный силикат, или быстрорастворимый гидратированный силикат, например метасиликат (ТУ 6-18-161-82), жидкое высокомодульное стекло марки «Нафтосил», выпускающееся по ТУ 2145-002-12979928-2001 или коллоидный силикат натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), «Кремнезоль К3-ТМ», или быстрорастворимый гидратированный силикат натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), или морозостойкое стекло марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95).
В качестве соли поливалентного металла используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, хромокалиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), алюмокалиевые квасцы (акк), или соли с более высокой валентностью хрома или марганца: хроматы, бихроматы, перманганаты одновалентных катионов, например хроматы и бихроматы калия и натрия, перманганат калия.
В качестве кислоты используют, по меньшей мере, одну растворимую неорганическую или органическую кислоту, например, для обработки терригенных коллекторов обычно используют соляную кислоту или смесь соляной с плавиковой кислотой, или смесь соляной с кремнефтористо-водородной кислотой, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, для карбонатных - соляную или смесь соляной с уксусной, или смесь соляной и концентрата НМК; для полимиктовых глиносодержащих - фосфорную или ортофосфорную кислоту.
9
В качестве водорастворимого ПАВ используют анионное ПАВ, например АПАВ марки Сульфонол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонат разных марок, а также водорастворимое неионогенное ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ-12) неонол-12, выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО «Татнефть», либо его товарную форму СНО-ЗБ и СНО-4Д, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-015-17197708-97.
Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например моющие препараты МЛ-80 БС (ТУ 2458-040-52412574-03), или МЛ-81Б, содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12%мас.) (ТУ 2481-007-50622652-99-2002), производимые на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и моющий препарат марки «МЛ-супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.
Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).
В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, представляющий собой четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида, выпускающийся по ТУ 2482-006-48482528-89 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» в виде прозрачной жидкости с массовым содержанием активного вещества не менее 50%, хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне, в нефти нерастворим.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированный по поверхности высокодисперсный гидрофобный материал, например тетрафторэтилен (тфэ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), а также высокодисперсный гидрофобный материал оксида кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнезем марки Полисил.
3
Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.
В качестве водопоглощающего полимера используют водопоглощающий полимер серий АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 (ТУ 6-02-00209912-59-2003) и водопоглощающий полимер марки «Аквамомент», выпускаемые в г.Саратове фирмой ООО «Гель-Сервис».
Водопоглощающий полимер серии АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляет собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас.%, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде - 20-50 г/г. Температура до 80°С не оказывает влияния на свойства полимеров.
Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте ней. Полимер имеет размер частиц менее 0,1 мм, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 900-1000 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л до 300 г/г.
В качестве инертного носителя используются безводные углеводородные жидкости - керосин, бензин, нефрас, дизельное топливо, диоксан, диизопропиловый эфир, а также спирты, метиловый, этиловый, пропиловый и др., в том числе гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоли), глицерин или отходы, их содержащие.
В качестве растворителя и разбавителя используют минерализованную пластовую или сточную воду хлоркальциевого типа с минерализацией до 30 г/л.
По предлагаемому способу в закачиваемые композиции для защиты коллекторов и трубопроводов дополнительно вводят в состав ингибиторы.
В зависимости от технологической необходимости по предлагаемому способу используют ингибитор коррозии марок, например, Аминкор, или Викор 1А, или Викор 2, или нефтехим, или СНПХ-6030, или СНПХ-6035, или СНПХ-6201, или СНПХ-6438, или СНПХ-6418, или реагент марки МаслоПод; или ингибитор бактериальной коррозии, например формалин, или уротропин, или ЛПЭ-11В, или ИВВ-1, или ГИПХ-1, или Бактерам -607, или СНПХ-1050, или Десульфон, или СНПХ-1100, или СНПХ-1260 (сульфан), или Сонкор 9601, или Сонкор 9801, или Сульфоцид-10, или Сонцид-8104, или ингибитор солеотложения, например оксиэтилированные алкилфенолы фосфорной кислоты, или натриевые соли нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ), или СНПХ-5313, или СНПХ-5311, или аминофосфаты в количестве 0,1-3,0 мас.%.
Закачиваемые композиции по предлагаемому способу в отличие от прототипа дополнительно содержат по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество ПАВ и высокодисперсный гидрофобный материал ВДГМ, а в качестве кремнийсодержащего вещества закачиваемые композиции содержат широкий спектр кремнийсодержащих веществ, по меньшей мере, одно кремнийорганическое или кремнийнеорганическое.
Введение ПАВ в закачиваемые композиции по предлагаемому способу снижает межфазное натяжение на границе нефть - кислотный состав и облегчает закачку кислотных композиций в пласт.
Кроме того, при введении ПАВ в закачиваемые композиции повышается поверхностная активность композиций и увеличиваются их нефтевытесняющие свойства.
При растворении АПАВ в растворах кислот образуются сульфокислоты, при растворении НПАВ - оксониевые соединения. При растворении смесей ПАВ, например АПАВ и НПАВ, образуются смешанные комплексы сульфокислот и оксониевых соединений.
Известно, что кислые растворы ПАВ по сравнению с нейтральными растворами имеют более низкое межфазное натяжение на границе с вытесняемой нефтью, а следовательно, более высокую нефтевытесняющую способность.
Вышеперечисленные сульфокислоты, оксониевые соединения и звенья полимера, например, акриловой кислоты или другие функциональные звенья в кислотных полимерных композициях взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярные комплексы, которые обладают повышенными реологическими и нефтевытесняющими свойствами.
Для увеличения гидрофобизации в предлагаемые композиции вводят высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) из перечисленных выше модификаций в количестве 0,1-3,0 мас.%,
Высокодисперсный гидрофобный материал, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины коллектора, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, так и для нефти, так как ВДГМ, имея степень гидрофобности до 99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы за счет мелкого размера частиц и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.
После закачки композиций по предлагаемому способу, например, в глиносодержащий коллектор происходит фобизация глинистых частиц, в результате чего уменьшается толщина гидратных оболочек, окружающих глиняные частицы, что приводит к увеличению эффективных размеров поровых каналов и уменьшению набухания глинистых частиц.
В предлагаемом способе увеличение структурной вязкости закачиваемых композиций происходит за счет связывания катионом поливалентного металла карбоксильных или других функциональных групп полимера, в результате чего образуется сшитый до вязкоупругого состояния модифицированный полимер. Кроме того, в роли структурообразователя выступает кремнийсодержащее вещество в зависимости от условий среды.
В кислой среде при использовании кремнийорганического вещества образование кремнийорганического геля на основе их происходит в результате гидролиза эфирной связи Si - OR водой и последующей поликонденсации образовавшихся продуктов.
При использовании по предлагаемому способу кремнийнеорганического вещества, например силиката натрия, происходит взаимодействие его с водными растворами электролитов, в результате чего образуется монокремниевая кислота, которая неустойчива и подвергается полимеризации, и образуются различные по составу и строению поликремниевые кислоты.
Наряду со сшивкой карбоксильных или других функциональных групп полимера поливалентными катионами, например катионами хрома или алюминия, при повышении рН в пласте до слабокислой и нейтральной среды (при рН 5-7) создаются благоприятные условия для дополнительной сшивки функциональных групп полимера катионом кремния. В результате такого взаимодействия образуется модифицированный полимер трехмерной структуры, структурная вязкость которого увеличивается за счет ярко выраженного синергетического эффекта вязкостей в результате дополнительной сшивки катионом кремния карбоксильных или других функциональных групп полимера.
Перед закачкой композицию, содержащую маслорастворимое кремнийорганическое вещество, подвергают гидролизу на поверхности для получения водорастворимой массы.
Маслорастворимое хлорсодержащее кремнийорганическое вещество при приготовлении гидролизата разбавляют минерализованной пластовой или сточной водой хлоркальциевого типа, имеющейся на промысле в объемных соотношениях: на 1 об. часть кремнийорганического вещества берут 0,5-2 об. части разбавителя. С увеличением количества разбавителя скорость реакции гидролиза кремнийорганических веществ уменьшается.
В маслорастворимое кремнийорганическое вещество, не содержащее хлора в своем составе, и в кремнийнеорганическое вещество, требующее введения катализатора, в качестве катализатора добавляют соляную кислоту в виде 0,5-6,0%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной пластовой воде в тех же соотношениях.
При закачивании известных композиций в промытых и трещиноватых зонах неоднородного пласта создаются фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточно высокими для снижения обводненности и эффективного выравнивания приемистости нагнетательных скважин, а также для повышения нефтеотдачи пласта из-за узкой области их применения в связи низкой гидрофобностью состава.
По предлагаемому способу закачиваемые композиции являются мощными термостабильными композициями, выдерживающими высокие фильтрационные сопротивления, которые могут использоваться для обработки пласта как для значительного снижения обводненности добывающих скважин, так и для снижения проницаемости промытых водой высокопроницаемых и трещиноватых пропластков. При взаимодействии функциональных групп водорастворимого полимера, кремнийсодержащего вещества и ПАВ образуются мощные ассоциаты, которые заполняют пространство между макромолекулами полимера вместо свободных молекул воды в водных растворах полимера и создают мощный гелиевый экран.
3
Однако в частном случае, при острой производственной необходимости (приемистости более 1000 м/сут, при сильных прорывах пластовых вод или при наличии мощных водных перетоков или трещин и др.) предлагаемую поверхностно-активную полимерную композицию закачивают с наполнителем. Предварительно перед поверхностно-активной полимерной композицией закачивают наполнитель - водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, при мас. соотношении водопоглощающий полимер: указанный инертный носитель не менее 1:5-1:10, после которого закачивают инертный носитель в качестве буфера в количестве 0,2 объема инертного носителя.
Водопоглощающий полимер имеют свойство поглощать воду при контакте с ней и в результате этого набухать.
Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно, прежде окончания процесса доставки его в место максимально эффективного его использования водопоглощающий полимер доставляется в инертном носителе - в безводном углеводородном носителе, в зону набухания, который проникает в поры и трещины пласта. По окончании доставки в пласт водопоглощающий полимер после отмывки водой носителя контактирует с ней, в результате поглощения воды полимер набухает и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.
В результате проведенных исследований определено оптимальное соотношение водопоглощающего полимера к инертному носителю в мас.% как 1:10 соответственно. Именно при этом массовом соотношении водопоглощающего полимера к инертному носителю при контакте закачиваемой суспензии с водой количество используемого носителя не влияет на набухание водопоглощающего полимера и на качество получаемого состава.
Для снижения расхода инертного растворителя при большом содержании водопоглощающего полимера (более 3 мас.%) соотношение его к инертному растворителю можно уменьшить до 1:5.
Так как набухший водопоглощающий полимер не представляет собой единую связанную структуру, его можно эффективно использовать в композициях с другими реагентами.
По предлагаемому способу при закачке композиций в пласт с наполнителем - водопоглощающим полимером, дополнительно создаются повышенные сопротивления в пористой среде, и в первую очередь перекрываются мощные водные перетоки и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.
Высокая коррозийная активность кислот нейтрализуется введенными в закачиваемые композиции ингибиторами коррозии и бактериальной коррозии. Они обычно являются продуктом взаимодействия жирных кислот и органического амина, которые формируют на внутренней поверхности трубопроводов гидрофобную пленку.
По предлагаемому способу производится подготовка композиций на поверхности таким образом: в емкости готовят при тщательном перемешивании водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде. При использовании, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества в отдельной емкости готовят гидролизат путем его разбавления в воде. При использовании кремнийорганических веществ, не содержащих хлора в своем составе и кремнийнеорганических веществ, требующих введение катализатора, в качестве катализатора добавляют соляную кислоту. Причем кремнийсодержащее вещество, не содержащее в своем составе хлора, разбавляют, используя в качестве разбавителя и катализатора 0,5-6,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной воде хлоркальциевого типа; а кремнийсодержащее вещество, содержащее в своем составе хлор, разбавляют, используя в качестве разбавителя минерализованную воду хлоркальциевого типа без добавления кислоты, а кремнийсодержащее вещество и разбавитель берут в объемных соотношениях: на 1 об. часть кремнийсодержащего вещества 0,5-2 об. части разбавителя.
Если используют кремнийорганическое вещество или кремнийнеорганическое в виде готовых композиций, то их дозируют в раствор полимера без предварительного разбавления.
Затем в водный раствор полимера при перемешивании добавляют разбавленную разбавителем или готовую композицию кремнийсодержащих веществ в количестве 1,0-8,0 мас.%; 0,50-10,0 мас.% ПАВ; 0,1-3,0 мас.% ВДГМ и кислоту до рН 0,5-3,0, затем при перемешивании дозируют 1,0-10,0%-ный раствор соли поливалентного катиона до концентрации сшивателя в растворе 0,003-0,30 мас.% и перемешивают до однородной массы.
При острой производственной необходимости закачиваемые композиции содержат наполнитель. Для этого в другой емкости при перемешивании затворяют 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера в жидком инертном носителе в мас. соотношении не менее 1:5-1:10.
Перед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции со сшивателем предварительно в скважину закачивают водопоглощающий полимер в указанном инертном носителе, после которого закачивают инертный носитель в качестве буфера разделения от воды в количестве 0,2 объема инертного носителя.
Для защиты коллекторов и трубопроводов от коррозии, бактериальной коррозии и солеотложений в закачиваемые композиции вводят ингибитор в количестве 0,1-3,0 мас.%.
2
Структурную вязкость композиций по заявленному способу и способу-прототипу определяют на реовискозиметре Хеплера по времени погружения шарика (t,c) под действием приложенной нагрузки (Р, г/см) и вычисляется эффективная вязкость композиции (М, Па·с) по формуле М=к·P·t, где к -постоянная вискозиметра. После выдержки приготовленных композиций в течение 24 ч определяют вязкости образовавшихся гелей на реовискозиметре Хеплера при рН 7, доводя рН дозировкой водного раствора едкого натрия.
Структурная вязкость композиций по предлагаемому способу и способу-прототипу представлена в табл.1.
3
Технология применения закачиваемых композиций по предлагаемому способу заключается в закачке их в пласт из расчета 0,5-50 м на метр толщины пласта и продавке их из ствола скважины в пласт закачиваемой водой для нагнетательных скважин или безводной нефтью для нефтяных скважин, выдержке в пласте в течение 12-36 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин и закачки воды для нагнетательных скважин.
Предлагаемый способ используют для обработки пласта нефтяных месторождений, а также может быть использован для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для изоляции водопритока в нефтяные скважины.
Для нагнетательных скважин композиции закачивают в пласт до снижения приемистости скважины на 30-50%.
Для нефтяных скважин композиции закачивают в пласт для проведения изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины, что приводит к увеличению добычи нефти на каждую скважино-операцию с одновременным уменьшением добычи воды.
Для определения снижения проницаемости коллекторов после закачки предлагаемых составов и их нефтевытесняющей способности были проведены фильтрационные исследования.
Пример 1. По предлагаемому способу закачиваемые композиции содержат водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; 0,50-10,0 мас.% по меньшей мере одного ПАВ;
0,1-3,0 мас.% ВДГМ; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.
В синтезах 3, 5 и 9 таблицы 1 перед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции со сшивателем через колонку закачивают водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе в мас.% в соотношении не менее 1:5-1:10, например, в синтезе 3-0,5 мас.% АК-639 (В-615) в метиловом спирте в соотношении 1:10, в синтезе 5-2,0 мас.% Аквамомент в этиленгликоли в соотношении 1:10, в синтезе 9-5 мас.% АК-639 (В-820) в бензине в соотношении 1:5, после закачки которых закачивают 0,2 объема указанного инертного носителя в качестве буфера разделения от воды.
Синтезы 2, 5, 9, 11, 15, 18 и 20, представленные в табл.1, дополнительно содержат ингибитор в количестве 0,1-3,0 мас.%.
2
1
Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 3,01-5,40 мкм (K). Затем предлагаемые композиции фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости. С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций. После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 ч для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды.
2
1
2
После этого определяют проницаемость по воде (К). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиций: K/К·100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.
Пример 2. По прототипу закачивают композиции, содержащие водные растворы 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.
По прототипу фильтруют приготовленные композиции через водонасыщенную колонку на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 1). С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций.
2
1
2
После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 ч для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K/К·100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.
Пример 3. По предлагаемому способу закачивают композиции, содержащие водные растворы 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; 0,50-10,0 мас.% по меньшей мере одного ПАВ; 0,1-3,0 мас.% ВДГМ; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.
Закачиваемые композиции с наполнителем (водопоглощающим полимером) представлены в табл.3 синтезами 3, 5 и 9.
В указанных синтезах перед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции со сшивателем через колонку закачивают водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе в мас.% в соотношении не менее 1:5-1:10, например, в синтезе 3-0,5 мас.% АК-639 (В-615) в метиловом спирте в соотношении 1:10, в синтезе 5-2,0 мас.% Аквамомент в этиленгликоли в соотношении 1:10, в синтезе 9-5 мас.% АК-639 (В-820) в бензине в мас.% в соотношении 1:5, после закачки которых закачивают 0,2 объема пор указанного инертного носителя в качестве буфера разделения от воды.
По предлагаемому способу приготовленные композиции фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.
2
1
Приготовленные для фильтрации керны из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют вышеуказанной смесью. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по воде, затем керн насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-36,0% и 2,50 - 4,21 мкм (K) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций.
2
2
1
Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K/K·100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.3.
Пример 4. По предлагаемому способу закачивают композиции, содержащие водные растворы 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; 0,50-10,0 мас.% по меньшей мере одного ПАВ; 0,1-3,0 мас.% ВДГМ; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.
В синтезах 3, 5, 9 (см. табл.1) через колонку перед закачкой водных поверхностно-активных полимерных композиций со сшивателем закачивают водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе в мас.% в соотношении не менее 1:5-1:10, например, в синтезе 3-0,5 мас.% АК-639 (В-615) в метиловом спирте в соотношении 1:10, в синтезе 5-2,0 мас.% Аквамомент в этиленгликоли в соотношении 1:10, в синтезе 9-5 мас.% АК-639 (В-820) в бензине в соотношении 1:5, после закачки, которых закачивают 0,2 объема пор указанного инертного носителя в качестве буфера разделения от воды.
По прототипу закачивают композиции, содержащие водные растворы 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0; и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.
Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.
3
После этого в колонку под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна, которая составила 64,0-77,0%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемых вышеуказанных композиций и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрации композиций по предлагаемому способу и прототипу по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.4
Техническим результатом является повышение эффективности способа обработки пласта за счет увеличения реологических свойств, а также повышения гидрофобизирующих и нефтевытесняющих свойств закачиваемых композиций.
За счет введения ПАВ улучшаются фильтрационные характеристики скважины, в результате чего увеличивается фазовая проницаемость скважины по нефти.
За счет введения высокодисперсного гидрофобного материала в закачиваемые композиции изменяется смачиваемость поверхности породы, а именно увеличивается гидрофобизация породы коллектора. При этом снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть и увеличивается относительная проницаемость пласта по нефти, увеличивается нефтевытесняющая способность состава, в результате чего повышается дебит нефти.
За счет закачки в пласт предлагаемых композиций создаются повышенные сопротивления в пористой среде, и в первую очередь перекрываются крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.
В результате уменьшения притока пластовых вод в водопромытые зоны нефтенасыщенного пласта и изменения смачиваемости породы увеличивается нефтевытесняющая способность закачиваемой композиции за счет подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.
За счет изоляции притока пластовых вод и увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта после закачки композиции по предлагаемому способу происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов. Поэтому предлагаемый способ можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважинах, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.
За счет использования в закачиваемой композиции высокодисперсного гидрофобного материала меняется смачиваемость породы, а именно увеличивается гидрофобизация породы, поэтому закачиваемые гидрофобные композиции хорошо удерживаются в пласте за счет увеличения адгезии закачиваемой композиции к породе пласта и надежно изолируют приток пластовых вод в скважинах.
Таблица 2Результаты фильтрации композиций с целью понижения проницаемости водонасыщенных коллекторов
№п/п
Способ
Проницаемость, мкм<sup>2</sup>
Понижение проницаемости, K<sub>1</sub>/К<sub>2</sub>, %
до обработки, K<sub>1</sub>
после обработки, К<sub>2</sub>
1
2
3
4
5
1
Заявляемый
3,01
2,81
107
2
Заявляемый
3,20
2,32
138
3
Заявляемый
3,55
1,05
338
4
Прототип
3,63
2,68
135
5
Заявляемый
4,58
1,01
456
6
Прототип
4,91
3,38
145
7
Заявляемый
4,24
1,18
358
8
Прототип
4,00
2,38
168
9
Заявляемый
5,40
1,30
448
10
Прототип
5,25
4,45
121
11
Заявляемый
5,16
1,51
341
12
Прототип
5,08
3,50
141
15
Заявляемый
4,44
1,75
270
18
Заявляемый
4,16
1,51
296
20
Заявляемый
4,30
1,47
249
21
Прототип
4,12
3,16
132
22
Заявляемый
4,50
1,78
253
23
Прототип
4,83
3,83
123
Таблица 3Результаты фильтрации композиций с целью повышения проницаемости коллектора, насыщенного нефтью с остаточной водонасыщенностью 23-36%
№ п/п
Способ
Проницаемость, мкм<sup>2</sup>
Повышение проницаемости, К<sub>2</sub>/К<sub>1</sub>,%
до обработки, K<sub>1</sub>
после обработки, К<sub>2</sub>
1
2
3
4
5
1
Заявляемый
2,50
2,62
105
2
Заявляемый
3,12
3,52
113
3
Заявляемый
4,21
8,33
198
4
Прототип
4,06
4,70
116
5
Заявляемый
2,65
6,57
248
6
Прототип
2,80
3,30
118
7
Заявляемый
3,75
10,12
270
8
Прототип
3,50
4,41
126
9
Заявляемый
3,01
8,87
295
10
Прототип
2,95
3,48
121
11
Заявляемый
3,20
8,70
272
12
Прототип
3,45
4,24
123
13
Заявляемый
3,60
6,62
184
14
Заявляемый
3,10
6,10
197
15
Заявляемый
3,85
8,66
225
18
Заявляемый
3,70
11,21
303
19
Заявляемый
4,20
11,97
285
20
Заявляемый
3,33
9,29
279
21
Прототип
3,55
4,36
123
22
Заявляемый
4,03
11,08
275
23
Прототип
4,19
5,03
120
Таблица 4Нефтевытесняющая способность композиции
№п/п
Способ
Начальная нефтенасыщенность, %
Коэффициент нефтевытеснения нефти
по воде
прирост
общий
1
2
3
4
5
6
1
Заявляемый
65,1
0,63
0,18
0,81
2
Заявляемый
64,5
0,64
0,22
0,86
3
Заявляемый
64,8
0,64
0,25
0,89
4
Прототип
64,0
0,63
0,20
0,83
5
Заявляемый
65,3
0,64
0,30
0,94
6
Прототип
66,7
0,63
0,21
0,84
7
Заявляемый
65,2
0,64
0,29
0,93
8
Прототип
65,8
0,63
0,20
0,83
9
Заявляемый
67,5
0,65
0,30
0,95
10
Прототип
68,6
0,63
0,21
0,84
11
Заявляемый
69,5
0,64
0,30
0,94
12
Прототип
69,0
0,63
0,20
0,83
13
Заявляемый
65,3
0,63
0,25
0,88
14
Заявляемый
70,8
0,62
0,29
0,91
15
Заявляемый
70,6
0,63
0,27
0,90
18
Заявляемый
73,2
0,64
0,29
0,93
19
Заявляемый
71,8
0,64
0,30
0,94
20
Заявляемый
72,3
0,65
0,29
0,94
21
Прототип
72,6
0,63
0,20
0,83
22
Заявляемый
77,0
0,64
0,28
0,92
23
Прототип
76,4
0,63
0,21
0,84