RU2279463C2 - Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи и способ его приготовления - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к скважинной разработке нефтяных месторождений. Техническим результатом изобретения является увеличение эффективности проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи, содержащий водный раствор экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, крахмал и воду, дополнительно содержит водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер:указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%: экзополисахарид 0,005-0,10, крахмал 0,5-5,0, водопоглощающий полимер 0,1-5,0, вода остальное. Состав дополнительно может содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%. Способ приготовления указанного выше состава включает приготовление водного раствора указанного экзополисахарида, добавление к нему крахмала и перемешивание до однородной массы, предварительное затворение водопоглощающего полимера в указанном инертном носителе и закачку его перед закачкой водного раствора указанного экзополисахарида с крахмалом. После затворения водопоглощающего полимера в него могут добавлять высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

Description

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к скважинной разработке нефтяных месторождений.

Известен состав для изоляции пластовых вод в скважину, включающий раствор гетерополисахарида Xanhomonas campestris (а. с. №1051226, Е 21 В 33|13, 1985).

Недостатком этого состава является низкая его эффективность из-за выноса полисахарида из пласта при работе скважины и восстановления фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта. Вышеуказанный гетерополисахарид имеет низкие гелеобразующие свойства. Штамм способен продуцировать не более 9 г/л гетерополисахарида.

Известен состав, содержащий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, глины и воды (патент №2128283, 6 Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.03.99).

Известен состав, содержащий полисахарид продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, пластикого наполнителя и воды (патент №2128284, 6, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл.27.03.99).

Недостатками вышеуказанных составов является невысокий коэффициент нефтеотдачи и недостаточно высокое снижение обводненности в промытых и трещинных зонах неоднородного пласта.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является состав для выравнивания профиля приемистостости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи, содержащий в мас.%: экзополисахарид - 0,005-0,1; крахмал - 1,0-5,0; воду - остальное (патент РФ N 2073789, 6 Е 21 В 33/138, опубл. 20.02.97, Бюл. № 5).

Недостатками данного состава являются небольшое снижение обводненности в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого и неоднородного пласта и невысокий коэффициент нефтеотдачи.

Техническим результатом изобретения является увеличение эффективности проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта, а именно снижение обводненности и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, а также повышение нефтеотдачи пласта.

Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи, содержащий водный раствор экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, крахмал и воду, дополнительно содержит водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер:указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

экзополисахарид 0,005-0,10,

крахмал 0,5-5,0,

водопоглощающий полимер 0,1-5,0,

вода остальное.

Состав дополнительно может содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

Способ приготовления указанного выше состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи включает приготовление водного раствора указанного экзополисахарида, добавление к нему крахмала и перемешивание до однородной массы, предварительное затворение водопоглощающего полимера в указанном инертном носителе и закачку его перед закачкой водного раствора указанного экзополисахарида с крахмалом.

После затворения водопоглощающего полимера в него могут добавлять высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

В качестве биополимера используется экзополисахарид, продуцируемый штаммом Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости (пат. РФ №2073712, С 12 N 1/20,1993). Биополимер выпускается под маркой «Продукт БП-92» по ТУ 9199-001-17032593-98.

Экзополисахарид представляет собой вязкую непрозрачную жидкость от светло-серого до светло-кремового цвета. По ГОСТ 12.1.007-76 биополимер относится к 4 классу опасности (вещества малоопасные). В соответствии с реестром ГЦСС «Нефтепромхим» биополимер допущен к применению в нефтяной отрасли, разрешен к применению Госгортехнадзором России (разрешение №РРС 02-5146 от 11.01.2002). Хранение биополимера допускается при температуре 0°С - +40°С в стеклянной, пластиковой и металлической таре.

В качестве крахмала используется как обычный картофельный крахмал, так и специально модифицированный крахмал, например марки АДАМИЛ 2027, хранение осуществляется в сухом помещении.

В качестве водопоглощающего полимера используются водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820, водопоглощающий полимер марки «Аквамомент», а также другие водопоглощающие полимеры, производимые как отечественными, так и зарубежными фирмами.

Водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляют собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас.%, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде - 20-50 г/г. Температура до 80°С не оказывает влияния на свойства полимеров. Полимер выпускается ФГУП «Саратовский НИИ полимеров» по ТУ 6-02-00209912-59-96, сертификат на применение в технологических процессах добычи и транспорта нефти № ТЭК RU. ХПОЗ.5842.070.

Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте ней. Полимер имеет размер частиц менее 0,1 мм, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 900-1000 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л до 300 г/г. Полимер выпускается ФГУП «Саратовский НИИ полимеров».

В качестве инертного носителя используются безводные углеводородные жидкости - керосин, бензин, нефрас, дизельное топливо, диоксан, диизопропиловый эфир, а также спирты, в том числе гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоли или отходы, их содержащие), глицерин или отходы, его содержащие, и другие углеводородные жидкости.

В качестве растворителя используется пресная вода, допускается использование подтоварной (технической) воды с минерализацией до 20 г/л.

В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы тетрафторэтилена (ТФЭ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также высокодисперсные материалы оксидов кремния, например, кремнезем марки Полисил.

Высокодисперсные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см³, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO₂) и в зависимости от способа модификации применяют гидрофобный (Полисил-П1) и дифильный (Полисил-ДФ).

Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO₂) (Товарный знак «Полисил», свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).

Полисил-П1 обладает сильными гидрофобными и органофильными свойствами, представляет собой мелкодисперсный порошок на основе диоксида кремния, химически модифицированный кремнийорганическим соединением, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-П1, 140-170°, диапазон рабочих температур - 60 - +180°С, степень гидрофобности - 99% (ТУ 2169-001-0470693-93).

Полисил-ДФ обладает свойствами твердых неионогенных ПАВ благодаря химическому строению привитого поверхностного слоя, обладает эмульгирующими свойствами, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-ДФ, 0°, диапазон рабочих температур - 60 - +180°С, степень гидрофобности - 100% (ТУ 2311-002-04706-93).

Модифицированные дисперсные материалы являются химически инертными порошками, не оказывающими вредного воздействия на человека и окружающую среду, в соответствии с «Первичным токсиколого-гигиеническим паспортом нового соединения», утвержденного Минздравом РФ, данный класс материалов относится по ГОСТ 12.007-76 к 4-ому классу малоопасных веществ. Условия хранения Полисила: сухое помещение при температуре от - 50 до +50°С.

При нагревании состава-прототипа происходит сшивка полимерных молекул экзополисахаридного комплекса с молекулами крахмала с образованием в растворе объемной структуры. Причем с ростом температуры усиливаются прочностные и гелеобразующие свойства состава.

Однако при использовании известного состава в промытых и трещиноватых зонах неоднородного пласта создаются фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточно высокими для снижения обводненности и эффективного выравнивания приемистости нагнетательных скважин, а также для повышения нефтеотдачи пласта.

Для увеличения снижения обводненности в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта, для повышения прочностных и упругих характеристик в состав вводится водопоглощающий полимер в количестве 0,1-5,0 мас.%. Водопоглощающие полимеры имеют свойство поглощать воду при контакте с ней и в результате этого набухать.

Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно, прежде окончания процесса доставки его в пласт в промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, а именно в место максимально эффективного его использования, водопоглощающий полимер доставляется в зону набухания в инертном носителе, который проникает в поры и трещины пласта. По окончании доставки в пласт водопоглощающий полимер после отмывки водой носителя контактирует с ней, в результате поглощения воды полимер набухает и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.

В результате проведенных исследований определено оптимальное соотношение водопоглощающего полимера к инертному носителю как 1:10 соответственно. Именно при этом соотношении водопоглощающего полимера к инертному носителю при контакте закачиваемой суспензии с водой количество используемого носителя не влияет на набухание водопоглощающего полимера и на качество получаемого состава.

Для снижения расхода инертного растворителя при большом содержании водопоглощающего полимера (более 3 г) соотношение его к инертному растворителю можно уменьшить до 1:5.

Так как набухший водопоглощающий полимер не представляет собой единую связанную структуру, поэтому его можно эффективно использовать в составах с другими реагентами.

Вследствие того что время набухания водопоглощающего полимера в воде меньше времени гелеобразования состава, предлагаемая сшитая структура не имеет внутренних перенапряжений внутри себя и обладает повышенными структурно-механическими свойствами.

Предлагаемый состав при закачке в пласт поступает, в первую очередь, в высокопроницаемые и трещиноватые обводненные зоны не только в горизонтальном, но в вертикальном направлении, что способствует повышению охвата пластов.

С увеличением охвата пластов будет выравниваться и профиль приемистости, что позволит успешно использовать предлагаемый состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи пласта.

Предлагаемый состав может дополнительно содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

После закачки предлагаемого состава, содержащего высокодисперсный гидрофобный материал, увеличение извлечения нефти достигается за счет повышения гидрофобизации породы пласта и увеличения относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Высокодисперсный гидрофобный материал вышеуказанных модификаций, введенный в состав, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины пласта, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора, как для воды, так и для нефти.

Предлагаемый состав, содержащий высокодисперсный гидрофобный материал со степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы. Гидрофобизация поверхности породы происходит в результате закрепления высокодисперсного материала в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.

Предлагаемый состав может содержать в своем составе модифицированный материал марки Полисил-ДФ. Благодаря строению привитого поверхностного слоя Полисил-ДФ обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ.

В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии Полисил-ДФ значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть, увеличивая фазовую проницаемость флюида.

По предлагаемому способу приготовления состава производится подготовка состава на поверхности таким образом: в одной емкости при перемешивании затворяют расчетное количество водопоглощающего полимера в жидком инертном носителе в соотношении 1:10 - 1:5. При необходимости добавляют 0,1-2,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала из вышеуказанных материалов. В другую емкость дозируют расчетное количество экзополисахарида в виде культуральной жидкости и пресную или слабоминерализованную воду для получения необходимой концентрации биополимера. Затем после тщательного перемешивания добавляют расчетное количество крахмала и перемешивают до однородной массы. Водопоглощающий полимер в инертном носителе закачивают в скважину, водный раствор экзополисахарида с крахмалом закачивают в межтрубное пространство.

Для определения снижения проницаемости коллекторов после закачки предлагаемых составов и их нефтевытесняющей способности были проведены фильтрационные исследования.

Пример 1. Предлагаемый состав готовят так: одном стакане затворяют при перемешивании 1,0 мас.% водопоглощающего полимера марки «Аквамомент» в керосине в соотношении 1:10, в другом стакане готовят 0,01%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на пресной воде, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 1,5 мас.% крахмала при тщательном перемешивании до однородной массы.

Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования керны из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 80°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 0,431-0,867 мкм² (K₁). Затем предлагаемый состав фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости.

Через керн прокачивают один объем пор предлагаемого состава (сначала водопоглощающий полимер, затворенный в керосине, затем водный раствор биополимера с крахмалом) и три объема пор керна пресной воды. После этого определяют проницаемость по воде (К₂). Уменьшение проницаемости в% определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: К₁/К₂·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.

Пример 2. Состав-прототип готовят так: в стакане готовят 0,01%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на пресной воде, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 1,5 мас.% крахмала при тщательном перемешивании до однородной массы.

Состав-прототип фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости (см. Пример 1).

Исходную проницаемость керна определяют по пресной воде (K₁). После фильтрации состава-прототипа определяют проницаемость по воде (К₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K₁/K₂·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.

Пример 3. Приготавливают композицию предлагаемого состава: одном стакане затворяют при перемешивании 5,0 мас.% водопоглощающего полимера АК-639 марки «В-615» в диэтиленлигликоле в соотношении 1:5 и добавляют 2,0 мас.% кремнезема марки Полисил-ДФ, в другом стакане готовят 0,1%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде минерализацией 16 г/л, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 3,0 мас.% модифицированного крахмала марки «Адамил 2027» при тщательном перемешивании до однородной массы.

Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали. Керн заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 80°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.

После этого в керн под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м³ и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемого состава: сначала водопоглощающий полимер, затворенный в диэтиленлигликоле с добавкой Полисила-ДФ, затем 0,1 объема пор диэтиленгликоля в качестве буфера разделения от воды, затем водный раствор биополимера с крахмалом и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации предлагаемых составов по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.2.

Пример 4. Приготавливают композицию состава-прототипа: в стакане готовят 0,1%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде минерализацией 16 г/л, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 3,0 мас% модифицированного крахмала марки «Адамил 2027» при тщательном перемешивании до однородной массы.

Нефтевытесняющую способность составов-прототипов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали (см. Пример 3).

Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем состава-прототипа и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации составов-прототипов составов представлены в табл.2.

Результаты фильтрационных исследований показали, что предлагаемые составы значительно снижают проницаемость коллекторов при фильтрации.

Так, введение в состав водопоглощающего полимера позволило снизить проницаемость коллекторов в 1,5-2,5 раза по сравнению с составом-прототипом.

Введение высокодисперсного материала в количестве 0,1-2,0 мас.% повышает нефтевытесняющую способность предлагаемого состава.

После закачки предлагаемого состава коэффициент вытеснения нефти вырос до 0,93-0,96, а состава-прототипа составил 0,80-0,81. Прирост нефти составил после закачки предлагаемого состава 0,28-0,30, а после закачки состава-прототипа - 0,17-0,18.

Техническим результатом предлагаемого состава является снижение обводненности в высокопроницаемых интервалах пласта в результате набухания в воде введенного в состав водопоглощающего полимера, снижение проницаемости коллекторов и изменение смачиваемости породы пласта, а именно увеличение гидрофобизации поверхности породы и улучшение адгезии закачиваемой композиции к породе в присутствии гидрофобного высокодисперсного материала.

Применение предлагаемого состава позволит в результате снижения обводненности и увеличения охвата пластов успешно использовать его для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, для увеличения эффективности проведения изоляционных работ и повышения нефтеотдачи пласта.

Claims (4)

1. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи, содержащий водный раствор экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, крахмал и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер : указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Экзополисахарид 0,005-0,10 Крахмал 0,5-5,0 Водопоглощающий полимер 0,1-5,0 Вода Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.

3. Способ приготовления состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи по п.1, включающий приготовление водного раствора указанного экзополисахарида, добавление к нему крахмала и перемешивание до однородной массы, предварительное затворение водопоглощающего полимера в указанном инертном носителе и закачку его перед закачкой водного раствора указанного экзополисахарида с крахмалом.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что после затворения водопоглощающего полимера в него добавляют высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.