СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ВОДОПРОМЫТЫХ ИНТЕРВАЛОВ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
COMPOSITION FOR REGULATING PERMEABILITY OF WATER FLUSHED INTERVALS OF OIL RESERVOIR

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, мкм<sup>2</sup>
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 мкм<sup>2</sup>)
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 мкм<sup>2</sup>)
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 мкм<sup>2</sup>)
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 мкм<sup>2</sup>)
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 мкм<sup>2</sup>)
Вода в количестве, мас.%:пример 1 - 79,95;пример 2 - 59,7;пример 4 - 49,7;пример 5 - 59,7.