Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)
COMPOSITION FOR INCREASING THE PETROLEUM RECOVERY OF FORMATIONS (VARIANTS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи за счет кислотной обработки терригенных коллекторов с различной проницаемостью, в том числе насыщенных высоковязкой нефтью.
Известны кислотные составы для обработки терригенных коллекторов на основе фторида или бифторида, или бифторид-фторида аммония и сульфаминовой кислоты (RU, пат. 2101482, Е21В 43/27, 1996; пат. 2182963, Е21В 43/27, 2001; пат. 2272904, Е21В 43/27, 2006, пат. 2337126, С09К 8/74, 2006). Составы обладают пониженной скоростью реакции с породой и коррозионной активностью. Однако, при повышенных температурах (выше 50°С) в результате гидролиза сульфаминовой кислоты происходит образование осадков сульфатов. Кроме того, недостатком данных составов является то, что при их смешении с пластовыми водами, содержащими соли калия, натрия и кальция, образуются твердые и гелеобразные осадки, что приводит к закупориванию поровых каналов и снижению эффективности кислотной обработки.
Известны кислотные составы для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов на основе хлорсодержащих и фторсодержащих реагентов (RU, пат. 21996 61, Е21В 43/27, 2002; пат. 2242604, Е21В 43/27, 2003; пат. 2243369, Е21В 43/27, 2003). Недостатком применения составов является их неглубокое проникновение в пласт в процессе обработки. Это связано с тем, что составы обладают высокой скоростью реакции с терригенной породой, особенно при повышенных температурах.
Известны кислотные составы для обработки терригенных коллекторов на основе соляной кислоты, фторсодержащего реагента, борной кислоты (RU, пат. 2242605, Е21В 43/27, 2003; пат. 2244816, Е21В 43/27, 2003). Недостатком применения составов, содержащих борфтористоводородную кислоту, является то, что эта кислота не приникает глубоко в пласт в процессе кислотной обработки. Кроме того, в результате реакции с терригенной породой образуются плохо растворимые осадки геля кремниевой кислоты.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. неионогенного и анионактивного поверхностно-активного вещества - НПАВ и АПАВ, где в качестве указанных ПАВ используют комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1; 1.0-15.0% мас. борной кислоты; 0-10.0% мас. карбамида; 10.0-90.0% мас. глицерина и воду (RU, пат. 2546700, С09К 8/584, С09К 8/74, 2014). Состав оказывает комплексное воздействие на пласт, позволяет увеличить проницаемость коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения. Однако, известный состав наиболее эффективен для воздействия на карбонатный коллектор и малоэффективен при использовании на терригенных коллекторах. Кроме того, у состава ограничена возможность регулирования физико-химических, реологических, поверхностно-активных свойств, необходимых для более эффективного нефтевытеснения.
Задачей предлагаемого изобретения является создание состава для повышения нефтеотдачи за счет кислотной обработки терригенных коллекторов с различной проницаемостью, в том числе насыщенных высоковязкой нефтью, позволяющего повысить эффективность нефтевытеснения не только за счет нефтевытесняющих свойств состава, но и за счет увеличения проницаемости терригенного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при тепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.
Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас.комплексного ПАВ Нефтенола ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6, или лауретсульфата натрия в соотношении 2:1; 1.0-15.0% мас. борной кислоты и 0-80.0% мас. глицерина, дополнительно содержит многоатомный спирт сорбит или пентаэритрит 5.0-70.0% мас.и 1.0-6.0% мас. плавиковой кислоты HF. Или состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. комплексного ПАВ Нефтенола ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6, или лауретсульфата натрия в соотношении 2:1, 1.0-15.0% мас. борной кислоты, 5.0-10.0% мас. карбамида и 0-80.0% мас. глицерина, дополнительно содержит многоатомный спирт сорбит или пентаэритрит 5.0-70.0% мас.и 1.0-6.0% мас. плавиковой кислоты HF.
Состав содержит или комплексное ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного (АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1.
Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим», г. Нижнекамск, по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH20)nH, где Ar - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С9-С12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.
Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ», г. Москва, по ТУ 2483-015-17197708-97, представляет собой подвижную коричневую жидкость. Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%). NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой гранулы белого цвета.
Алкилсульфонат волгонат (Волгоградский ОАО «Химпром»), ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-S020Na с длиной цепи алкильного радикала R C11-С18, полученного из н-парафинов.
Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат, смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. Я.М. Свердлова, г. Дзержинск, по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула CnH2n+1C6H4SO3Na, где n=12-18.
3
2
10
2
2
2
n
3
Лауретсульфат натрия - пастообразный продукт, от бесцветного до светло желтого цвета, выпускается по ТУ 2481-010-71150986-2011. Представляет собой водный раствор натриевых солей дваэтоксисульфатов алифатических спиртов С12-14 природного или синтетического происхождения. Содержание основного вещества 70.0% мас. Химическая формула CH(CH)CH(OCHCH)OSO
3 В
3
Борная кислота выпускается по ГОСТ 9656-75, представляет собой кристаллический порошок белого цвета. Химическая формула НО.
3
5
3
Глицерин - многоатомный спирт с тремя атомами углерода. Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Глицерин дистиллированный выпускается по ГОСТ 6259-75, представляет собой густую, бесцветную, прозрачную гигроскопическую жидкость, смешивается с водой в любых соотношениях. Химическая формула СН(ОН). Глицерин технический - отход получения биотоплив с содержанием глицерина 80÷96% мас.
2
4
2
Сорбит - многоатомный спирт с шестью атомами углерода, производства КНР. Представляет собой бесцветные кристаллы сладкого вкуса. Химическая формула НОСН(СНОН)СНОН.
5
12
4
Пентаэритрит - четырехатомный спирт, производства РФ, г. Губаха, Пермский край. Представляет собой кристаллическое белое вещество. Химическая формула СНО.
2
2
Карбамид выпускается по ГОСТ 2081-2010, представляет собой гранулы белого цвета, хорошо растворимые в воде. Химическая формула - CO(NH).
Плавиковая кислота - 40.0%-ный водный раствор HF, бесцветная легкоподвижная жидкость с резким запахом, выпускается по ГОСТ 10484-78. Химическая формула HF.
Проведено исследование физико-химических свойств предлагаемых составов - определяли значения водородного показателя рН, плотность, динамическую вязкость, температуру застывания. Значения рН композиций определяли потенциометрическим методом с помощью микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments с применением стеклянного электрода. Удельную электропроводность измеряли с использованием кондуктометра АНИОН 4120, плотность - с использованием плотномера-рефрактометра фирмы "Mettler-Toledo GmbH" серии Easy D40. Измерение вязкости композиций проводили с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком, температуру застывания - криоскопическим методом с использованием жидкостного криотермостата серии LOIP FT. Результаты исследований физико-химических свойств предлагаемых составов приведены в таблице.
3
Водородный показатель рН предлагаемого состава в зависимости от компонентов и их концентрации меняется в довольно широком пределе - от 2.0 до минус 0.38 ед. рН, плотность - от 1050 до 1260 кг/м, вязкость - от 1.4 до 165 мПа⋅с, температура застывания состава - от минус 4.0 до минус 52.6°С. Изменяя компоненты и их концентрацию в предлагаемом составе, можно регулировать их физико-химические свойства.
Вязкость предлагаемого состава, содержащего в качестве многоатомного спирта - пентаэритрит, находится в пределах 1,4-1,5 мПа⋅с, что практически на порядок меньше вязкости составов, содержащих глицерин. Поэтому для терригенных коллекторов с вязкой нефтью предпочтительно использовать составы, содержащие в качестве многоатомного спирта глицерин, а для очень низкопроницаемых коллекторов с легкой нефтью - составы с пентаэритритом.
p
o
p
o
2
2
Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к терригенным породам определяли по скорости реакции состава с образцами терригенной породы гравиметрическим методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков образца, помещали их в тефлоновые ячейки, заливали раствором и выдерживали в воздушном термостате при 20°С в течение 24 часов. Затем после опыта образцы промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции предлагаемого состава образцами терригенного коллектора рассчитывали по формуле: V=(m - m)/(S⋅τ), где V - скорость реакции, г/(м⋅ч); m - масса образца до проведения опыта, г; m - масса образца после проведения опыта, г; S - площадь образца, м; τ - время опыта, ч. Результаты определения скорости растворения терригенной породы приведены на фиг. 2а.
Кроме того, определяли растворимость терригенной породы коллектора в предлагаемом составе. Для исследований использовали куски терригенной породы. Определяли массу кусков породы, помещали их в тефлоновые ячейки с составом и выдерживали в воздушном термостате при 23°С. Через определенное время куски породы вынимали, тщательно промывали и после просушки взвешивали. Затем опять помещали в состав. Опыты проводили в течение 14 суток. Определяли потери массы образца при реакции с составом и рассчитывали растворимость терригенной породы в предлагаемом составе. Результаты приведены на фиг. 2б и фиг. 3. В зависимости от концентрации компонентов состава можно подобрать состав, способный с оптимальной скоростью изменять проницаемость терригенного коллектора - восстановить исходную проницаемость пласта или ее увеличить.
Исследования растворяющей способности предлагаемого состава показали, что растворение терригенной породы коллектора составами 9-12, разбавленными водой в 2 и 10 раз, кратно увеличивается при увеличении концентрации HF, при этом растворение терригенной породы коллектора происходит даже при 10-кратном разбавлении предлагаемого состава, фиг. 2 и 3.
Предлагаемый состав по сравнению с прототипом при разбавлении пресной водой в различных соотношениях сохраняет низкие значения водородного показателя рН, фиг. 1. рН прототипа при разбавлении в 10 раз возрастает от 3.0 до 5.4 ед. рН, рН предлагаемого состава при этих же условиях меняется от 0.7-0.8 до 1.3-1.4 ед. рН, что говорит о возможности пролонгированного действия предлагаемого состава в пластовых условиях при взаимодействии с терригенным коллектором пласта.
Предлагаемый состав совместим с минерализованными пластовыми водами, так как комплексные соединения, образуемые составом, дают растворимые соли с катионами кальция, магния и др., что предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции кислоты. Исследование совместимости предлагаемого состава с пластовыми водами проводили с использованием пластовой воды Усинского месторождения (62.0 г/л), Арланского (247.5 г/л) и Собиновского (208.0 г/л). Состав разбавляли пластовыми водами в 3 и в 5 раз. Выпадения осадка не наблюдалось. Приводим примеры конкретных составов.
Пример 1. По прототипу. К 330.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина, 50.0 г борной кислоты и затем 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас., 50.0% мас. глицерина и 33.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 2. По прототипу. 40.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 700.0 г глицерина добавляют к 60.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 6.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 2.
Пример 3. К 225.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина, 50.0 г борной кислоты, 75.0 г 40%-ной плавиковой кислоты и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 3.0% мас. HF и 30.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 3.
Пример 4. 10.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 500.0 г глицерина 50.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 390.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 2.0% мас. HF и 42.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 5. К 755.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г сорбита, 50.0 г борной кислоты, 25.0 г 40%-ной плавиковой кислоты и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 5.0% мас. сорбита, 1.0% мас. HF и 77.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств приведены в таблице
Пример 6. 13.3 г NP-50, 6.7 г сульфонола, 10.0 г борной кислоты, 50.0 г карбамида, 50.0 г сорбита и 75.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 695.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.33% мас. NP-50, 0.67% мас. сульфонола, 1.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 5.0% мас. сорбита, 3.0% мас. HF и 84.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 7. 13.3 г Неонол АФ9-12, 6.7 г лауретсульфоната натрия, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г сорбита и 75.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 705.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.33% мас. Неонола АФ 9-12, 0.67% мас. лауретсульфоната натрия, 5.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. сорбита, 3.0% мас. HF и 75.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 8. К 605.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г пентаэритрита, 50.0 г борной кислоты, 75.0 г 40%-ной плавиковой кислоты и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 5.0% мас. пентаэритрита, 3.0% мас. HF и 65.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 9. К 660.0 г глицерина и 100.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют 40.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 66.0% мас. глицерина, 4.0% мас. HF и 6.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 2.
Пример 10. К 760.0 г глицерина и 100.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют 26.7 г Неонола АФ9-12, 13.3 г волгоната, 100.0 г борной кислоты. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.67% мас. Неонола АФ 9-12, 1.33% мас. волгоната, 10.0% мас. борной кислоты, 4.0% мас. HF и 6.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг.2.
Пример 11. К 610.0 г глицерина и 150.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют 26.7 г Неонола АФ9-12, 13.3 г лауретсульфоната натрия, 100.0 г борной кислоты 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.67% мас. Неонола АФ 9-12, 1.33% мас. лауретсульфоната натрия, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 6.0% мас. HF и 6.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 2.
Пример 12. К 710.0 г глицерина и 150.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют 40.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 6.0% мас. HF и 10.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 2.
Пример 13. К 305.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина, 150.0 г борной кислоты и 25.0 г 40%-ной плавиковой кислоты. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 15.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 1.0% мас. HF и 320.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 14. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида, 500.0 г глицерина и 100.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 230.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 4.0% мас. HF и 29.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 3.
Пример 15. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида, 500.0 г глицерина и 150.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 180.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 6.0% мас. HF и 27.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 3.
Предлагаемый состав для повышения нефтеотдачи пластов с терригенными коллекторами, в том числе месторождений высоковязких нефтей, за счет увеличения проницаемости пород коллектора и повышения продуктивности добывающих скважин, является нефтевытесняющим кислотным составом пролонгированного действия, содержащим ПАВ, аддукт неорганической кислоты, многоатомного спирта и плавиковой кислоты HF. Состав совместим с минерализованными пластовыми водами, имеет низкую температуру замерзания (минус 20 Э6Э минус 60°С), низкое межфазное натяжение на границе с нефтью. Состав применим в широком интервале температур, от 10 до 220°С.
Состав обладает замедленной реакцией с терригенными породами пласта, предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции кислоты, оказывает обезвоживающее действие, восстанавливает исходную проницаемость коллектора.
Проведено исследование влияния обработки предлагаемым составом водонефтенасыщенной модели неоднородного пласта в процессе моделирования нефтевытеснения на его фильтрационные характеристики и коэффициент нефтевытеснения применительно к условиям месторождений Русское и Оленье. Исследования проводили на установке для физического моделирования процесса нефтевытеснения (производство ООО «КАТАКОН», Россия).
Для исследования фильтрационных характеристик модели неоднородного пласта с использованием предлагаемого состава было приготовлено две модели неоднородного пласта, состоящих из двух параллельных колонок, заполненных дезинтегрированным керновым материалом терригенной природы и имеющих различную проницаемость, для условий месторождений легкой нефти (Оленье) и тяжелой нефти (Русское) Западной Сибири, таблица 2. Колонки последовательно насыщали моделями пластовой воды и нефти с определением начальной нефтенасыщенности. Характеристики моделей неоднородного пласта приведены в таблице 3.
2
На фиг. 4 представлены результаты изучения влияния закачки композиции состава 3 на фильтрационные характеристики и коэффициент нефтевытеснения модели неоднородного пласта Русского месторождения, приготовленной из дезинтегрированного кернового материала. Проницаемость первой и второй колонок составляла 2,123 и 1,286 мкм. Вязкость модели нефти составляла 29,4 мПа⋅с.
3
Через водонефтенасыщенную модель неоднородного пласта в направлении «пласт- скважина» была проведена фильтрация модели пластовой воды Русского месторождения со скоростью нагнетания 1 см/мин при температуре 23°С. При этом создавался градиент давления в 1 МПа/м между входом и выходом из модели. В результате фильтрации модели пластовой воды наблюдалось вытеснение нефти. Коэффициент нефтевытеснения в первой и второй колонке при прокачке 3,2 объемов пор модели пластовой воды составил, соответственно, 64,4 и 34,9%. Отношение подвижностей жидкости в колонках составляло 6,55:1.
Далее в направлении «пласт - скважина» произвели закачку оторочки состава в объеме, равном 0,5 объема пор модели, и протолкнули водой. Модель выдержали в течение 24 часов при температуре 23°С, после чего продолжили фильтрацию модели пластовой воды через модель неоднородного пласта в направлении «пласт - скважина». Фильтрацию продолжали до полной обводненности продукции на выходе из модели.
Отношение подвижностей в колонках при фильтрации составляло 3,23:1. Максимальный градиент давления, создавшийся при фильтрации пластовой воды, составил 0,625 МПа/м. Прирост коэффициента нефтевытеснения при 23°С за счет использования предлагаемого состава и последующей фильтрации модели пластовой воды составил 5,6 и 9,9% для первой и второй колонок, соответственно.
После этого в направлении «пласт - скважина» произвели вторую закачку оторочки состава 3 в объеме, равном 1 объема пор модели, и протолкнули водой. Модель выдержали в течение 24 часов при температуре 23°С, после чего продолжили фильтрацию модели пластовой воды в направлении «пласт - скважина». При этом наблюдалось увеличение отношения подвижности жидкости в колонках до 3,69: 1. Максимальный создавшийся градиент давления при фильтрации пластовой воды составлял 0,525 МПа/м. Прирост коэффициента нефтевытеснения в результате фильтрации модели пластовой воды для первой колонки не наблюдался, для второй колонки составил 2,5%.
Затем подняли температуру до 150°С, выдержали в течение 20 часов и возобновили нагнетание воды. Увеличение температуры модели неоднородного пласта до 150°С с последующей фильтрацией модели пластовой воды Русского месторождения через прогретую модель неоднородного пласта привело к доотмыву остаточной нефти и увеличению коэффициента вытеснения нефти. Прирост коэффициента нефтевытеснения в результате фильтрации модели пластовой воды для первой колонки не наблюдался, для второй колонки составил 5,8%. Среднее отношение подвижностей жидкостей составило 3,25:1, а градиент давления уменьшился до 0,05 МПа/м.
После фильтрации модели пластовой воды в направлении «пласт - скважина» была закачена вторая оторочка состава 3 в объеме, равном 0,5 порового объема модели неоднородного пласта, которую протолкнули оторочкой воды. После термостатирования в течение 20 часов при температуре 150°С возобновили фильтрацию модели пластовой воды в направлении «пласт - скважина». Фильтрацию проводили до полной обводненности продукции на выходе. При этом наблюдалось уменьшение отношения подвижностей жидкости в колонках до 2,52:1. Максимальный создавшийся градиент давления при фильтрации пластовой воды составлял 0,825 МПа/м. Прирост коэффициента вытеснения нефти за счет применения нефтевытесняющей композиции с последующей фильтрацией модели пластовой воды составил для первой и второй колонок, соответственно, 12,9 и 12,8%.
В таблице 3 приведены результаты, полученные при изучении фильтрационных характеристик неоднородного пласта и нефтевытесняющей способности предлагаемого состава.
Суммарный коэффициент нефтевытеснения по итогам эксперимента составил для первой и второй колонок 82,9 и 64,8%, а прирост коэффициента нефтевытеснения за счет применения состава составил 18,5 и 31,0%.
2
На фиг. 5 представлены результаты исследования нефтевытесняющей способности состава 3 на модели неоднородного пласта с низкопроницаемым коллектором месторождения Оленье при температурах 23, 70 и 90°С. Газовая проницаемость колонок составляет 0,333 и 0,138 мкм. Вязкость модели нефти составляла 5,17 мПа⋅с.
Через модель неоднородного пласта в направлении «пласт-скважина» фильтровали модель пластовой воды месторождения Оленье (вода сеноманского горизонта) при 23°С. При этом наблюдалось нефтевытеснение. В связи с низкой проницаемостью модели неоднородного пласта создавался высокий градиент давления, достигающий на начальном этапе нефтевытеснения 6 МПа/м. Коэффициент вытеснения нефти водой составил 47,7 и 47,8% для колонок с большей и меньшей проницаемостью, соответственно.
В модель неоднородного пласта в направлении «пласт-скважина» была закачена оторочка состава 3 в объеме, равном 0,5 порового объема. Модель оставляли на сутки для взаимодействия коллектора и композиции. Затем в том же направлении возобновили нагнетание воды (фильтрацию). Наблюдался прирост коэффициентов нефтевытеснения, который составил 13 и 9% для колонок с большей и меньшей проницаемостью, соответственно. Закачка второй оторочки предлагаемого состава привела к приросту коэффициента нефтевытеснения, но только для колонки с меньшей проницаемостью на 6,4%.
После этого модель неоднородного пласта нагрели до 70°С и через 24 часа возобновили фильтрацию воды. При этом наблюдался прирост коэффициента нефтевытеснения только для колонки с меньшей проницаемостью, который составил 5,9%.
При температуре 70°С закачали третью оторочку состава 3 в объеме, равном 0,5 объема пор модели неоднородного пласта, и после выдержки в течение 24 часов возобновили фильтрацию модели пластовой воды. Обработка модели неоднородного пласта кислотной композицией привела дополнительному нефтевытеснению из колонки с меньшей проницаемостью в 3,7%.
После этого температуру модели неоднородного пласта подняли до 90°С и после выдержки в течение 24 часов приступили к фильтрации модели пластовой воды, с последующей закачкой четвертой оторочки состава и фильтрацией модели пластовой воды. Дополнительное вытеснение нефти за счет обработки составом и последующей фильтрации наблюдалось только для колонки, имеющую меньшую проницаемость и составило 2,8%.
Суммарный прирост коэффициента нефтевытеснения за счет использования состава 3 составил 13,2 и 21,9% для колонок с большей и меньшей проницаемостью соответственно (таблица 4).
В процессе эксперимента наблюдается изменение подвижностей жидкости в колонках, составляющих модель неоднородного пласта. Отношение подвижностей жидкости в колонках меняется с 10,5:1 до 4,8:1, что свидетельствует о выравнивании фильтрационных потоков внутри модели неоднородного пласта, обусловленном влиянием состава.
Таким образом, эффективность применения предлагаемого состава доказана для условий различных месторождений легкой и тяжелой нефти и различных температурных режимов применения. Состав может применяться как на ранней, так и на поздней стадиях разработки месторождений. Во всех экспериментах показан прирост коэффициента нефтевытеснения 4-31%. Во всех экспериментах наблюдается выравнивание фильтрационных потоков, отношение подвижностей жидкости в колонках стремилось к 1:1. Кроме того, взаимодействие состава с коллектором приводит к увеличению проницаемостей колонок, что в условиях реального пласта приведет к увеличению приемистости отдельных скважин.