Состав для повышения нефтеотдачи пласта
COMPOSITION FOR INCREASING THE PETROLEUM RECOVERY

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с низкой проницаемостью и высокой пластовой температурой.
При разработке залежей заводнением со временем происходит обводнение добываемой продукции из-за прорывов вытесняющего агента (воды) по наиболее проницаемым зонам в пласте. Для исключения такого явления проводят необходимые мероприятия по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен «ТЕРМОТРОПНЫЙ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ» RU 2406746 [1], включающий закачку в нефтяной пласт раствора гидроксохлорида алюминия с водородным показателем рН его 1%-ного водного раствора не ниже 3,5, полиэтиленоксид при соотношении компонентов, мас. %:
гидроксохлорид алюминия
25-40
карбамид
60-75
полиэтиленоксид
0,1-0,2
Недостатком известного способа является низкая вязкость получаемого геля, а также низкая термостабильность геля при высокой температуре выше 80°С.
Известен «СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА К ДОБЫВАЮЩИМ НЕФТЯНЫМ СКВАЖИНАМ» RU 2348792 [2]. Гелеобразующий состав получают смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, причем в качестве соли алюминия используют пентагидроксохлорид алюминия, а указанное смешение осуществляют путем введения карбамида в полимер-коллоидный комплекс, полученный смешением водного раствора полиакриламида с водным коллоидным раствором пентагидроксохлорида алюминия при следующем соотношении компонентов, мас. %:
пентагидроксохлорид алюминия
3-6
полиакриламид
0,25-0,5
карбамид
7-14
вода
остальное
К недостаткам состава относится достаточно сложный процесс его приготовления. В частности, приготовление раствора полиакриламида в концентрациях 0,25-0,5 мас. % требует значительного времени перемешивания (не менее 1 часа).
Состав имеет значительную вязкость (более 20 мПа⋅с), что снижает селективность процесса водоизоляции при его закачке, особенно в условиях месторождений Западной Сибири, характеризующихся маловязкими нефтями. Относительно короткое время гелеобразования при 70°C и ниже, составляющее 7-8 часов, не позволяет закачать большие объемы реагента за это время в скважину, а в условиях месторождений с более высокой пластовой температурой делает невозможным применение состава из-за большой вероятности гелеобразования в скважине.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является «СОСТАВ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО РЕАГЕНТА ДЛЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ» RU 2529975 [3], который содержит соли алюминия (2,5-20,0% масс.), ацетат натрия (2,0-10,0% масс.) и воду, может содержать карбамид (до 30% масс.) и мелкодисперсный полиакриламид с диаметром частиц 40-80 мкм (до 2,5% масс.).
Недостатком данного гелеобразующего состава, содержащего мелкодисперсный анионный полиакриламид, является плохая растворимость анионного полиакриламида в водном растворе солей алюминия, наличие нерастворенных частиц полиакриламида не позволяет использовать данный состав в низкопроницаемых пластах, так как приводит к торцевой забивке пласта, что существенно ограничивает его область применения.
Изобретение направлено на создание термотропного гелеобразующего состава для разработки обводненной нефтяной залежи путем закачки в нагнетательные скважины термотропной гелеобразующей композиции, глубоко проникающей в пласт.
Раскрытие сущности изобретения.
Состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой водный раствор гелеобразующей термотропной композиции в концентрации 5-15 мас.%, содержащей мас.%: полиоксихлорид алюминия или пентагидроксихлорид алюминия 25-44,9, карбамид 55-74,9, катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30 0,1-5.
Состав отличается тем, что в качестве структурообразователя используется не анионный полиакриламид, а хорошо растворимый в растворе солей алюминия катионный полиакриламид с высокой степенью ионного заряда. При этом в процессе гидролиза солей алюминия при температуре помимо образования неорганического геля, происходит сшивка катионного полиакриламида ионами алюминия. В результате чего, образуется пространственная решетка из сшитого катионного полиакриламида, которая значительно увеличивает реологические свойства образующего геля.
При реализации способа можно использовать полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат-30 ТУ 2163-069-00205067-2007; карбамид ГОСТ 2081-2010 и катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30 производства Китай.
Осуществление изобретения:
Для иллюстрации предлагаемого технического решения были приготовлены образцы термотропного состава.
Подготовленные образцы проходили испытания в термошкафу при температуре 90°С, что соответствует высоким пластовым температурам нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири. В качестве воды использовали модельную пластовую воду с минерализацией 21,4 г/л.
Результаты испытаний сведены в таблицу 1.
Результаты лабораторных исследований показали, что при температуре 90°С, образуется гель, реологические свойства, которого на порядок выше, термотропных составов без катионного полиакриламида.
Диапазон содержания катионного полиакриламида 0,1-5%, при более низкой концентрации катионного полиакриламида эффект не значителен. Верхняя граница содержания катионного полиакриламида обусловлена вязкостью рабочих растворов, закачка таких растворов будет приводить к торцевой забивке низкопроницаемых пластов. Время начала образования геля составляет не менее 7 часов при пластовой температуре. Данный фактор является не маловажным при создании протяженного изоляционного экрана. С течением времени вязкость геля увеличивается, достигая наивысшего значения через 24 ч.
При замене полиоксихлорида алюминия на пентагидроксихлорид алюминия концентрация этого ингредиента не изменяется.
Концентрация закачиваемой гелеобразующей термотропной композиции зависит от коллекторских свойств пласта. Для изоляции низкопроницаемых пластов могут быть использованы более разбавленные растворы, для высокопроницаемых пластов - более концентрированные растворы. Наиболее предпочтительным диапазоном является концентрация термотропной гелеобразующей композиции от 5% до 15% в рабочем растворе.
Для определения эффективности предлагаемого способа определяли проницаемость насыпных моделей по воде, а также протяженность изоляционного экрана. Экспериментальные данные приведены в таблице 2.
Из таблицы 2 следует, что введение катионного полиакриламида увеличивает протяженность изоляционного экрана, а также снижает проницаемость по воде после изоляции.
Пример реализации способа.
Перед проведением изоляционных работ проводят комплекс гидродинамических исследований и определяют приемистость пласта при различных давлениях закачки.
Исходя из результатов исследований выбирают концентрацию реагента, необходимую для создания изолирующего экрана. Способ осуществляют с использованием стандартной промысловой техники. Перед закачкой готовят расчетное количество водного раствора термотропной композиции. Далее осуществляют закачку и оставляют скважину на технологическую выстойку в течение 24 ч. После технологической выстойки на скважине проводят гидродинамические исследования и исследования по определению профиля приемистости.
Реализация предлагаемого способа позволит за счет создания более протяженного изоляционного экрана вовлечь в разработку ранее не эксплуатируемые нефтенасыщенные пропластки, и, следовательно, повысить нефтегазоотдачу пласта и снизить обводненность добываемой продукции.