RU2061855C1

RU2061855C1 - Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти

Info

Publication number: RU2061855C1
Application number: RU93035319/03A
Authority: RU
Inventors: Р.Х. Хазипов; А.Ш. Газизов; А.Г. Телин; Т.А. Исмагилов; А.А. Газизов
Original assignee: Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология"
Priority date: 1993-07-08
Filing date: 1993-07-08
Publication date: 1996-06-10

Abstract

Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти содержит следующие компоненты, мас. %: полидиметилдиаллиламмоний хлорид или полиаминосульфон или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01 - 1,0; глина 0,01 - 10,0; вода - остальное. 4 табл.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к полимерно-дисперсным составам для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.

Известен состав на основе полиакриламида (ПАА) и сточной воды для ограничения водопритока в добывающие скважины [1] Недостатком состава является низкая эффективность для высокопроницаемых пластов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является полимерно-дисперсный состав (ПДС) на основе ПАА и глинистой суспензии [2] (прототип).

Недостатком известного состава является недостаточно высокая эффективность, связанная с повышенной сорбируемостью ПАА на пластовой породе и высокой скоростью осаждения глинистых частиц, флокулированных ПАА, в пористой среде, что ограничивает глубину проникновения состава в пласт. Кроме того, ПАА характеризуется низкой термоокислительной стабильностью, что также снижает эффективность применения известного состава на месторождениях с повышенной температурой пласта.

Цель изобретения заключается в повышении эффективности полимерно-дисперсного состава за счет уменьшения степени адсорбции полимера на пластовой породе и оптимизации скорости осаждения полимерно-дисперсных частиц, а также в расширении температурного диапазона применения.

Поставленная цель достигается тем, что в качестве полимера состав содержит полидиметилдиалламмоний хлорид (ВПК-402) или полиминосульфон или поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламиновый хлорид (ВПК-500) при следующем соотношении компонентов, мас.

Полидиметиллиламмоний хлорид или полиаминосульфон или поли-N,N-диметил-N-(2 гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01 10,0
Глина 0,01 10,0
Вода Остальное.

При содержании компонентов в составе выше верхнего предела снижается эффективность вследствие потери селективности действия на высокопроницаемый пласт, а при содержании компонентов ниже нижнего предела состав не эффективен из-за недостаточного водоизолирующего действия.

В качестве полимера, флокулирующего глинистую суспензию, в составе применяются поликатиониты: полидиметилдиаллиламмоний хлорид (ВПК-402) или полиаминосульфон или поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид (ВПК-500). Указанные полимеры производятся промышленностью и являются доступными реагентами. Известно их применение в качестве биостойких загустителей воды для повышения нефтеоотдачи пластов (Авт. св. СССР NN 1445297, 1446980,1438304).

Полимер ВПК-402 (водорастворимый полиэлектролит катионный) имеет молекулярную массу в пределах (1,5 ^oC 3,5)•10⁵ у. е. и представляет собой высокомолекулярное вещество линейно-циклического строения со структурной формулой элементарной ячейки:

Полимер полиаминосульфон имеет молекулярную массу в пределах (1,5 ^oC 3,5)•10⁵ у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки:

Полимер поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид (ВПК-500) имеет молекулярную массу (1,2 ^oC 3,0)•10⁵ у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки:

Эффективность применения ПДС для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения притока воды в скважины связана не только с водоизоляционными (водоэкранирующими) свойствами составов, но и глубиной проникновения в пласт. Это особенно важно на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения, когда в продуктивном пласте образуются большие промытые зоны и дальнейшее повышение нефтеотдачи пласта возможно только путем снижения проницаемости промытых зон, причем не только в призабойных зонах скважин, но и в удаленных от скважин зонах. Механизм водоизолирующего воздействия полимерно-дисперсными составами на промытые зоны пласта заключается в том, что закаченный ПДС заполняет наиболее высокопроницаемые обводненные участки пласта. При этом часть макромолекул полимера адсорбируется на стенках пор. Твердые частицы глинистой суспензии благодаря флокулирующим свойствам полимера связываются между собой и с породой пласта. Таким образом в пластовых условиях образуется стойкая к размыву полимерно-дисперсная система, препятствующая фильтрации воды. Отсюда следует, что глубина проникновения полимерно-дисперсных частиц в пласт и соответственно эффективность состава определяется прежде всего сорбционной способностью полимера флокулянта на породе пласта и скоростью осаждения (седиментации) флокулированных полимер-дисперсных частиц в составе. Известные составы на основе ПАА и глинистых суспензий характеризуются повышенной скоростью седиментации полимерно-дисперсных частиц, в особенности при повышенной температуре. Кроме того, ПАА обладает высокой адсорбционной способностью на породе пласта, что ограничивает подвижность закачиваемой в пласт полимерно-дисперсной системы. В результате этого водоизоляция достигается в основном в призабойной зоне скважин, где содержание остаточной нефти как правило низкое, поскольку извлекается при эксплуатации скважин в первую очередь. Применение в ПДС поликатионитов согласно предложенному техническому решению позволяет образовать дисперсные частицы оптимального размера, скорость осаждения которых значительно выше скорости осаждения частиц из исходного глинистого раствора, не содержащего полимер, но существенно ниже по сравнению с составом на основе ПАА. Предложенные поликатиониты характеризуются более низкой по сравнению с ПАА сорбционной способностью на породе пласта, что способствует более глубокому проникновению ПДС в пласт и следовательно повышает эффективность действия состава.

Техническое осуществление предложенного решения выгодно отличается от прототипа малой трудоемкостью, поскольку не требует специального оборудования и энергетических затрат для растворения порошкообразного ПАА, а заключается только в разбавлении любой водой жидких водорастворимых товарных полимерных концентратов до требуемой концентрации.

Для экспериментальной проверки преимуществ предложенного технического решения в сопоставимых условиях были проведены опыты по определению величины адсорбции полимеров на дезинтегрированной породе (пример 1, таблица 1), изучена динамика (скорость) осаждения полимерно-глинистых частиц из составов, отличающихся полимерным компонентом и температурой среды (пример 2, таблица 2), исследовано влияние температуры на фазовое состояние ПДС (пример 3, таблица 3), оценка эффективности ПДС по регулированию проницаемости в процессе фильтрации на моделях спаренных несообщающихся неоднородных водонасыщенных пластов (пример 4, таблица 4).

Пример 1. Образец нефтеносного песчаника Арланского месторождения (пласт C_П) без остаточной нефти подвергают дезинтегрированию так, чтобы размеры песчинок сохранились в естественном виде, не подвергаясь дополнительному измельчению. Дезинтегрированный песчаник для удаления солей многократно промывают дистиллированной водой и сушат.

В колбу объемом 100 мл, содержащую 30 г 0,1 раствора полимера ВПК-402 в пресной воде, добавляют 10 г дезинтегрированного песчаника, тщательно перемешивают и устанавливают на электростряхиватель для дальнейшего перемешивания. Процесс адсорбции полимера из раствора осуществляют в течение трех суток для достижения полного равновесия. После завершения процесса адсорбции песок отделяют от раствора с помощью центрифуги. Концентрацию полимера в растворе до и после адсорбции определяют по заранее построенному графику зависимости вязкости от концентрации (Воюцкий С. С. Курс коллоидной химии. М. "Химия". 1976, 512 с.).

Расчет количества адсорбированного полимера производят по формуле:

где А количество адсорбированного полимера, мг/г;
C₁ и C₂ концентрация раствора полимера до и после адсорбции, мг/см³;
V объем раствора полимера, см³;
P навеска песка, г.

Для 0,5 растворов полимеров ВПК-402, полиаминосульфона, ВПК-500 получено значение адсорбции соответственно 0,06, 0,16, 0,12 мг/г, тогда как для 0,05 раствора ПАА, т. е. в 10 раз меньшей концентрации, адсорбция составляет 0,41 мг/с.

Результаты аналогичных опытов для других концентраций полимеров в заявляемых пределах приведены в таблице 1, из которой следует, что адсорбция политионитов ВПК-402, полиминосульфона и ВПК-500 на дезинтегрированном песчанике значительно ниже, чем адсорбция полиакриламида.

Пример 2. Готовят 100 мл раствора, содержащего 0,1 ВПК-402 в пресной воде, добавляют 0,1 бентонитовой глины, тщательно перемешивают, после чего стаканчик помещают на столик, установленный на аналитических весах, причем в стаканчик опускают пластинку площадью 1 см², прикрепленную к коромыслу весов. По увеличению массы пластинки определяют скорость осаждения полимерно-глинистой суспензии. За 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0; 7,0; 8,0; 9,0 и 10,0 мин осадилась 0,25; 0,47; 0,086, 0,144; 0,161; 0,172; 0,177; 0,179; 0,180; 0,180 г соответственно.

После завершения процесса осаждения пластинку освобождают от осадка промыванием в том же растворе, состав тщательно перемешивают до однородного состояния, переносят в герметично закрывающуюся колбу вместимостью 100 мл и подвергают термообработке в лабораторном автоклаве при температуре 100 - 105^oC (избыточное давление водяных паров до 0,7 кгс/см²) в течение 4 часов. После охлаждения состава до комнатной температуры еще раз определяют скорость осаждения полимерно-дисперсных частиц по описанной выше методике.

Результаты опытов по осаждению различных полимерно-дисперсных составов до и после термообработки приведены в табл. 2. Из табл. 2 следует, что при одинаковой концентрации компонентов скорость осаждения полимерно-дисперсных частиц, флокулированных ВПК-402, значительно больше скорости осаждения исходного глинистого раствора, но существенно меньше скорости осаждения частиц, флокулированных ПАА. Термообработка составов практически не влияет на динамику осаждения частиц в случае глинистой суспензии и состава, включающего в качестве флокулента ВПК-402. Осаждение частиц, флокулированных ПАА, под влиянием термообработки несколько ускоряется.

Пример 3. Влияние температуры на фазовое состояние полимерно-дисперсных систем в составах изучено путем воздействия температуры в условиях лабораторного автоклава.

Готовят 30 мл раствора, содержащего 1,0 ВПК-402 в пресной воде, добавляют 10,0 бентонитовой глины, тщательно перемешивают и наливают в медицинский флакончик емкостью 30 мл. После закрытия резиновой пробкой и герметичного закупоривания алюминиевым колпачком с помощью приспособления для обжима колпачков ПОК-1 помещают в лабораторный автоклав и выдерживают 6 часов при температуре 105^oС (избыточное давление водяных паров 0,7 кгс/см²). После выдерживания содержимое флакончиков тщательно перемешивают в течение не менее 10 минут путем интенсивного встряхивания до однородного состояния и оставляют в покое до осаждения. По увеличению объема выпавшего за 24 часа осадка на дно флакончика и мутности раствора над осадком оценивают фазовое состояние системы. Параллельно проводят опыт без добавки полимера. В таблице 3 приведены данные по фазовому состоянию составов для различных концентраций глины и полимеров.

Как видно из табл. 3, в результате термообработки и отстоя фазовое состояние составов отличается. Предлагаемый состав более технологичен, поскольку благодаря термостойкости состава водная фаза содержит глино-полимерный гель. Состав с ПАА характеризуется прозрачным водным слоем, и гелеобразное состояние характерно только для осадка.

Пример 4. Насыпанную песчаную модель спаренных несообщающихся неоднородных пластов с проницаемостью 1,55 и 0,14 мкм², длиной 1,18 м и диаметром 36 мм насыщают водой до стабилизации дебитов, соответствующих проницаемостям. После этого при комнатной температуре (20^oС) закачивают попеременно три оторочки суспензии бентонита (0,05 поровых объема модели) и раствора полимера ВПК-402 (0,05 поровых объема) с концентрациями 0,1 и 0,05 соответственно. Затем продолжают закачку воды также до стабилизации дебитов и определяют безразмерный параметр распределения фильтрующейся воды по спаренной модели

, где Q_в, Q_н количество жидкости, профильтрованное в единицу времени через высокопроницаемый и низкопроницаемый пласт соответственно.

Параметр распределения после закачки состава (суммарный поровый объем 0,05 х 6 0,3) составляет 4,2 при исходной величине для воды равной 10,1. В результате обработки составом проницаемость высокопроницаемой модели снизилась в 10,1 4,2 2,4 раза.

Результаты аналогичных опытов по испытанию различных составов приведены в табл. 4.

Пример 5. Эксперимент по вытеснению нефти из насыпной модели спаренных несообщающихся неоднородных пластов (длина модели 1,0 м, диаметр 30 мм), проводится для условий Ромашкинского месторождения (30^oС, минирализованная вода, изовискозная модель нефти). В качестве пористой среды используют промытый молотый кварцевый песок. Проницаемость высокопроницаемого пласта равна 3,36 мкм², а низкопроницаемость 0,14 мкм², соотношение проницаемостей равно 24,0. Пласты предварительно насыщают изовискозной моделью нефти Ромашкинского месторождения. Начальная нефтенасыщенность высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов равна 74,0 и 69,8 соответственно. Первоначально нефть из обоих пластов вытесняют минерализованной водой до достижения 100 обводненности продукции. При этом остаточная нефтенасыщенность высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов равна 15,0 и 60,8 соответственно, коэффициент вытеснения нефти соответственно по пластам 79,74 и 12,70 Далее осуществляют закачку 20 от общего порового объема полимерно-дисперсной системы, состоящей из 0,1 ВПК-402 и 1,0 глинопорошка Альметьевского завода. После закачки ПДС вытеснения нефти продолжают минерализованной водой снова до достижения 100 обводненности продукции. После применения ПДС и вытеснения водой остаточная нефтенасыщенность пластов снизилась до 14,8 и 32,3 а коэффициент вытеснения нефти повысился до 80,6 и 53,70 соответственно для высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов. Прирост коэффициента вытеснения нефти в результате применения ПДС составил 0,32 для высокопроницаемого пласта и 41,00 для низкопроницаемого пласта. Прирост коэффициента нефтеотдачи по спаренной модели равен 17,70
Результаты аналогичных опытов по вытеснению нефти при применении ПДС на основе различных концентраций полимеров ВПК-402 и глинистой суспензии приведены в табл. 5.

Таким образом, в примерах 1, 2 и табл. 1, 2 показано, что преимущество предлагаемых составов по сравнению с известным заключается в снижении степени адсорбции полимеров в породе пласта и оптимизации динамики осаждения полимерно-дисперсных частиц. Это позволяет более селективно изолировать высокопроницаемые водонасыщенные зоны пласта (пример 4, табл. 4) и в конечном счете приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти из продуктивного пласта. При этом оптимальный средний размер дисперсных частиц, который зависит от проницаемости высокообводненных зон пласта, может быть регулирован путем изменения концентрации поликатионитов и глинопорошка в предлагаемых пределах.

Кроме того, как видно из примера 3 и табл. 3, предлагаемый состав более устойчив к воздействию температуры с точки зрения фазового состояния системы.

Источники информации:
1. Рахимкулов Р. Ш. Нефтяное хозяйство. 1982. N 1, с. 51 54.

2. Авторское свидетельство N 1710708, E 21 B 43/22, 1992. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4 ТТТ5 ТТТ6

Claims

Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов, содержащий водорастворимый полимер, глину и воду, отличающийся тем, что в качестве полимера он содержит полидиметилдиаллиламмоний хлорид, или полиаминосульфон, или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид при следующем соотношении компонентов, мас.

Полидиметилдиаллиламмоний хлорид, или полиаминосульфон, или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01-1,0
Глина 0,01-10,0
Вода Остальное