RU2139412C1

RU2139412C1 - Состав для добычи нефти

Info

Publication number: RU2139412C1
Application number: RU98123506/03A
Authority: RU
Inventors: Д.Л. Турунов Д.Л. Турунов; Д.Л. Турунов; С.П. Герасименко С.П. Герасименко; С.П. Герасименко; В.А. Решетов В.А. Решетов; В.А. Решетов
Original assignee: Саратовский государственный университет им.Н.Г.Чернышевского
Priority date: 1998-12-29
Filing date: 1998-12-29
Publication date: 1999-10-10

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи преимущественно карбонатной породы, вследствие чего повышается нефтеотдача. Технический результат заключается в повышении эффективности процесса закачки тампонирующего состава в нефтяную скважину путем снижения условной вязкости, улучшении тампонирующих свойств состава путем увеличения интенсивности его капиллярного всасывания в карбонатную породу. Состав для добычи нефти, содержащий резиновую крошку и нефть, дополнительно содержит отработанное масло (МО) и поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас. %: резиновая крошка-1,5-3,5; масло-0,5-10,0; ПАВ-0,1-5, нефть-остальное. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи, преимущественно карбонатной породы, вследствие чего повышается нефтеотдача.

Известен состав для изоляции пласта, содержащий нефть, латекс и эмультал (см. а. с. N 767339 МКИ E 21 B 33/138).

Известен раствор для обработки стенок буровых скважин с целью уменьшения их проницаемости, который содержит полимерный материал, взаимный растворитель, ПАВ и жидкий носитель (см. патент США N 4476931 по кл. МКИ E 21 В 33/138).

Однако названные составы имеют характерные для полимерных материалов недостатки - склонность к загустеванию, что снижает со временем их реологические свойства. Кроме того, оба состава содержат токсичные и огнеопасные органические растворители.

Известен также состав, содержащий, вес.%: нефти 64-66, резиновой крошки 13-15, наполненный бензином гранулированный фаянс 20-22 (см. а.с. 717285 МКИ E 21 B 33/138).

Наличие в составе гранулированного фаянса снижает его эластичность, что затрудняет тампонирование пор в пласте. Состав является дорогостоящим. Кроме того, фаянсовый наполнитель подвергается скорой седиментации, что затрудняет эксплуатацию тампонирующего состава. Композиция содержит легко воспламеняющуюся жидкость - бензин.

Недостатком является длительность выдержки скважины после закачки состава. Такой состав имеет высокую вязкость (в пределах 60-65 с B3-4), что существенно затрудняет процесс закачки в скважину и распределение состава в пористой системе пластовых пород.

Задача настоящего изобретения заключается в повышении эффективности процесса закачки тампонирующего состава в нефтяную скважину путем снижения условной вязкости, улучшение тампонирующих свойств состава путем увеличения интенсивности его капиллярного всасывания в карбонатную породу.

Поставленная задача решается тем, что в состав для добычи нефти, содержащий резиновую крошку и нефть, дополнительно введены отработанное масло (МО) и поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Резиновая крошка - 1,5-3,5
Масло - 0,5 -10,0
ПАВ - 0,1- 5
Нефть - Остальное
Приготовление состава производится на дневной поверхности путем смешивания нефти, резиновой крошки размером 2-15 мм и отработанных масел, например: масла моторного отработанного (ММО), масла индустриального отработанного (МИО) или смеси нефтепродуктов отработанных (СНО), регламентированные ГОСТом 21046-86. Резиновую крошку получают из отходов резины марки 308, 346, 350 и т.п. В качестве ПАВ могут быть использованы ПАВ типа МЛ-80. Состав выдерживается 1-1,5 суток с периодическим перемешиванием, чтобы крошка хорошо набухла и приобрела эластичные свойства и возможность проникновения в поры пласта. Затем масса подвергается перемешиванию в течение 1 часа и находится во взвешенном состоянии в жидкой фракции пульпы. При необходимой кондиции она начинает поступать через ствол скважины в пласт.

После окончания процесса закачки состав под давлением воды продавливается по трещинам пласта и изолирует нефтеносную часть пласта от водоносной.

Затворение состава происходит обычным в нефтяной промышленности методом. Под затворение выбирается наиболее обводненная зона пласта. При закачивании состава в скважину происходит его проникновение в крупные и мелкие поры пласта, дополнительное набухание (до максимума). При снижении рабочего давления затворения поры смыкаются и образующееся упругое кольцо вокруг обводненной зоны остается стабильным. Эффект начинает проявляться через 2-4 недели.

Состав апробирован на скважине Якушинского месторождения Самарской области. Выбор процентных соотношений компонентов подобрали экспериментальным путем из условий эффективного проникновения в поры и отмывания пор. В результате на скважине с обводненностью 80% и выше обводненность снижена до 30-50% и увеличен дебит скважин по нефти.

Примеры конкретного выполнения.

При приготовлении состава были использованы отработанные масла со следующими показателями:
условная вязкость по B3-4, с при 20^oC -11-18 с;
температура вспышки в открытом тигле - не ниже 100^oC;
массовая доля H₂O - не более 2%;
содержание фракций, выкипающих до 340^o С - не более 10%;
температура застывания фракций, выкипающих выше t=340^oC, не выше 10%.

Основные физико-химические характеристики заявляемых составов представлены в таблице.

Как видно из таблицы, при совместном введении МО и анионоактивных ПАВ в заявляемых дозировках (примеры 3-6, 9, 10) наблюдаются следующие положительные эффекты:
1. Снижение величины условной вязкости заявляемых составов с 71 с до 67-49 с, что приводит к росту эффективности процесса закачки ТС в нефтяную скважину.

2. Увеличение интенсивности (скорости) капиллярного всасывания составов в замокшую карбонатную породу с 5,7 до 11,8•10^-3 см³/ч, что обеспечивает улучшение их тампонирующих свойств.

3. Значительное (на 1-2 порядка) увеличение скорости процесса коалесценции (фазового расслоения) эмульсионной системы. Это указывает на заметное улучшение гидрофобных свойств ТС и символизирует в конечном счете повышение нефтеотдачи.

4. Повышение водопроницаемости карбонатной породы, пропитанной тампонирующим составом.

Claims

Состав для добычи нефти, содержащий резиновую крошку и нефть, отличающийся тем, что в него дополнительно введены отработанное масло и поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Резиновая крошка - 1,5 - 3,5
Масло - 0,5 - 10,0
ПАВ - 0,1 - 5
Нефть - Остальное