RU2361898C1

RU2361898C1 - Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта

Info

Publication number: RU2361898C1
Application number: RU2007146844/03A
Authority: RU
Inventors: Юрий Викторович Лукьянов (RU); Юрий Викторович Лукьянов; Анатолий Васильевич Шувалов (RU); Анатолий Васильевич Шувалов; Ильяс Фанавиевич Самигуллин (RU); Ильяс Фанавиевич Самигуллин; Айрат Анатольевич Сулейманов (RU); Айрат Анатольевич Сулейманов; Динара Радимовна Мурзагулова (RU); Динара Радимовна Мурзагулова; Лидия Васильевна Базекина (RU); Лидия Васильевна Базекина
Original assignee: Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть")
Priority date: 2007-12-17
Filing date: 2007-12-17
Publication date: 2009-07-20

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к добыче нефти из неоднородных обводненных пластов в поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Технический результат изобретения - повышение извлечения нефти из неохваченных воздействием зон и, как следствие, увеличение нефтеотдачи пласта и ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи. Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта путем закачки в пласт бурового реагента Брег-2, который сначала закачивают в пласт в растворе каустической соды, а затем закачивают водный раствор полиакриламида - ПАА в углеводородном растворителе, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,05-0,3; углеводородный растворитель 10-20; буровой реагент Брег-2 5-10; каустическая сода 5-20; вода 49,7-79,95. 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к добыче нефти из неоднородных обводненных пластов в поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Известно, что для улучшения структурно-механических свойств полимерных составов с целью увеличения нефтеотдачи вместе с водорастворимым полимером и сшивателем используют различные наполнители: бентонитовую глину (а.с. СССР №1731942, пат. РФ №2135756, кл. Е21В 43/22, 1992 г.), глинистую суспензию, обработанную хромкалиевыми квасцами (пат. РФ №2078202, кл. Е21В 43/22, 1997 г.), древесную муку (пат. РФ 2071555, кл. Е21В 43/22, 1997 г.). Недостатком указанных составов является низкая эффективность вытеснения нефти по толщине и площади пласта. Во-первых, использование полимеров с концентрацией более 1% вызывает трудности при закачивании растворов в пласт из-за высокой вязкости; во-вторых, процесс приготовления растворов трудоемок и не всегда удается получить однородный раствор.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков (пат. РФ №2147671, кл. Е21В 43/22, 2000 г.), содержащий водный раствор гумата натрия и водорастворимый полимер. Недостатком известного состава является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещинно-поровым коллектором.

Задачей заявляемого изобретения является создание состава для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта, позволяющего за счет увеличения охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов обводненного пласта более полно извлекать нефть из неохваченных воздействием зон и, как следствие, увеличить нефтеотдачу пласта и ограничить отбор воды на участке нефтяной залежи.

Поставленная задача решается тем, что в используемом составе для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта путем закачки в пласт бурового реагента Брег, полиакриламида - ПАА и воды, согласно изобретению в качестве указанного реагента Брег используют Брег-2, который сначала закачивают в пласт в растворе каустической соды, а затем закачивают водный раствор ПАА в углеводородном растворителе, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПАА	0,05-0,3
углеводородный растворитель	10-20
буровой реагент Брег-2	5-10
каустическая сода	5-20
вода	49,7-79,95

Водорастворимый полимер - полиакриламид (ПАА) порошкообразный марок CS-30, ORP-40NT, ДП9-8177 производства фирмы «Каваками Трейдинг, ЛТД», Япония, фирмы «Сиба Шпецалитетенхим Лампертхайм Гмбх», Германия.

Углеводородный растворитель должен содержать не менее 15% ароматических углеводородов. Применяются растворители типа нефрас АР-120/200 по ТУ 38.101809, нефрас С4-150/200 по ТУ 38.1011026, реагент РКД по ТУ 2458-004-39968249-2004, реагент СНПХ 7870 по ТУ 39-05765670-ОП-205-94 и другие марки. Углеводородный растворитель РКД - смесь ароматических, алифатических и нафтеновых углеводородов нормального и изомерного строения с активными добавками, обладающими биоцидными и ингибирующими свойствами по ТУ 2458-004-39968249-2004. Углеводородный растворитель СНПХ 7870 - композиционная смесь ароматических и алифатических углеводородов по ТУ 39-05765670-ОП-205-94.

Буровой реагент Брег-2 по ТУ 2458-008-20672718-2000 представляет собой порошкообразный продукт нейтрализации гуминовых кислот бурого угля гидроокисью натрия.

Каустическая сода (гидроксид натрия технический) по ГОСТ 2263-79 марки РД - раствор диафрагменный, ТР - твердый, ртутный.

В результате использования данного состава одновременно увеличивается приемистость нагнетательных скважин и охват пласта заводнением.

Данного эффекта можно добиться, если вначале блокировать фильтрацию воды по промытым каналам пласта раствором бурового реагента Брег-2 в каустической соде и последующей закачкой водного раствора ПАА в углеводородном растворителе, повышая приемистость, направить закачиваемую воду в плохо дренируемые интервалы.

Состав реагентов готовят путем растворения в два этапа:

1 этап - дозирование бурового реагента Брег-2 в раствор каустической соды;

2 этап - дозирование водного раствора полимера в углеводородный растворитель.

Закачивание состава реагентов в пласт происходит последовательно.

Вначале закачивают оторочку пресной воды, смесь бурового раствора Брег-2 в каустической соде, оторочку пресной воды, следом проталкивают состав закачиваемой водой в объеме 20-30% от общего объема закачиваемых оторочек растворов состава. Скважину останавливают на 10-12 часов на реагирование и образование объемных осадков. Затем закачивают оторочку водного раствора полимера в углеводородном растворителе, оторочку закачиваемой воды в объеме 40-50% от объема водного раствора полимера в углеводородном растворителе и останавливают скважину на 10-12 часов на реагирование. Затем пускают фильтрацию закачиваемой воды системы поддержания пластового давления (ППД).

Остановка скважины на 20-24 часа на первом и втором этапах закачивания растворов реагентов способствует более полному взаимодействию всей системы, а последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) приводит к извлечению нефти из низкопроницаемых зон и повышению охвата пласта заводнением.

Наличие в составе углеводородного растворителя способствует стабилизации микроэмульсии, образованной на границе с нефтью, и сохранению реологических свойств растворов ПАА во времени. Кроме того, углеводородный растворитель способствует растворению и удалению с горной породы адсорбированных асфальтово-смолистых компонентов нефти, тем самым увеличивая фазовую проницаемость пористой среды.

Состав бурового реагента Брег-2 в каустической соде позволяет увеличить объем осадка и улучшить их сцепление между собой и поверхностью породы. При закачивании состава в пласт происходит внутрипластовое смешение с минерализованной водой, образование гидроокисей щелочно-земельных металлов кальция и магния, что приводит к потере седиментационной стабильности (коагуляции) коллоидного раствора гумата натрия в результате роста ионной силы. Коагуляция происходит под действием одно-, двух- и трехвалентных катионов пластовой воды. Осаждение гуминовых веществ и гидроокисей щелочно-земельных металлов приводит к образованию в пласте объемных и рыхлых осадков. Одновременно происходит сорбция дисперсных коллоидных частиц на поверхности пор, что также снижает проницаемость высокопроницаемых участков пласта. Кроме того, каустическая сода улучшает и ускоряет процесс растворения бурового реагента Брег-2. Вся тампонажная масса образуется в промытых каналах и трещинах пласта, заполненных закачиваемой водой, тем самым снижая проницаемость водопромытых каналов пласта, а дальнейшее закачивание водного раствора полимера и углеводородного растворителя направлено в плохо дренируемые интервалы пласта, тем самым повышая охват пласта заводнением.

Объем закачиваемых реагентов: углеводородного растворителя, ПАА, каустической соды, бурового реагента Брег-2 определяется в зависимости от приемистости нагнетательных скважин, толщины пласта и степени обводненности добываемой нефти.

Путем подбора концентраций реагентов и размера оторочки закачиваемой и пресной воды можно регулировать и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта.

Эффективность состава определяют экспериментально по общепринятой методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.).

Исследования проводили на линейных моделях и дезинтегрированном песчанике Арланского месторождения. Состав готовили путем смешения (растворения) водного раствора ПАА в растворителе и Брег-2 в растворе каустической соды. Эксперимент проводили при 24°С и постоянной скорости фильтрации. Действие составов оценивали по изменению фактора сопротивления и по коэффициенту снижения проницаемости модели пласта после закачивания состава. В опытах использовались углеводородные растворители РКД, СНПХ 7870, Нефрас АР 120/200. Результаты исследований приведены в табл.1, 2.

Пример 1. Через модель пласта фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. Затем в модель последовательно закачивали буфер пресной воды (0,1 п.о.), оторочку состава №1: 5% раствора бурового реагента Брег-2 в 5% растворе каустической соды (0,3 п.о.), оторочку пресной воды (0,05 п.о.), оторочку закачиваемой воды (0,09 п.о.). Затем модель выдерживали при температуре 24°С в течение 12 часов, что необходимо для завершения процессов образования осадков. Далее закачивают состав №2: оторочку 0,05% водного раствора полимера в 10% углеводородном растворителе РКД (0,3 п.о.), оторочку закачиваемой воды (0,15 п.о.) и останавливают закачку на 12 часов. После остановки пускают фильтрацию закачиваемой воды. Результаты фильтрационных опытов показывают, что после закачки и продавки оторочки состава через модель пласта происходит рост перепада давления и снижение проницаемости на 60%, фактор сопротивления равен 15,6. Опыт №1, табл.2.

Пример 2. В насыщенную минерализованной водой модель пласта по известной методике подавали 0,3 п.о. состава №1: 10% раствора бурового реагента Брег-2 в 10% растворе каустической соды, до и после состава закачали оторочку (0,1, 0,05 п.о. соответственно) пресной воды, затем закачиваемую воду 0,09 п.о. После выдержки модели в течение 12 часов закачали 0,3 п.о. состава №2: 0,3% водного раствора полимера в 20% углеводородном растворителе РКД, оторочку закачиваемой воды (0,15 п.о.) и останавливали закачку на 12 часов. После остановки пускают фильтрацию закачиваемой воды. В результате применения указанных составов проницаемость модели пласта уменьшилась на 87%, фактор сопротивления - 37,0. Опыт №2, табл.2.

Пример 3. По той же методике проводился опыт по прототипу. В качестве осадкообразующего состава №3 использовался водный раствор 1,5% Брег-2 и 0,1% ПАА марки CS-30. После остановки и фильтрации закачиваемой воды произошло снижение проницаемости пористой среды на 31,5%; фактор сопротивления составил 3,8.

В опытах 4 и 5 в качестве углеводородного растворителя использовались СНПХ 7870 и Нефрас. Снижение проницаемости составляет 81 и 83%, фактор сопротивления 29 и 37,3 соответственно.

Результаты опытов, приведенные в табл.2, показывают, что заявляемые составы уменьшают проницаемость пористой среды в 1,9-2,8 раза по сравнению с прототипом.

Таким образом, полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого состава. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит:

- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;

- уменьшить обводненность добываемой продукции;

- улучшить охрану окружающей среды.

Таблица 1
Характеристика моделей пласта
Номер опыта	Длина, см	Диаметр, см	Проницаемость, мкм²	Начальная нефтенасыщенность	Средняя скорость фильтрации, м/сут
1.	25,0	0,29	1,50	0	3,7
2.	24,8	0,29	1,45	0	3,6
3.	25,2	0,29	1,57	0	3,7
4.	25,1	0,29	1,52	0	3,7
5.	25,1	0,29	1,47	0	3,7

Таблица 2
Результаты фильтрационных экспериментов
Номер опыта	Порядок закачивания реагентов	Объем закачки, п.о.	Перепад давления, МПа	Фактор сопротивления	Коэффициент снижения проницаемости, %
1.	Закачиваемая вода	10,0	0,018	1,0
	Пресная вода	0,1	0,018
	Состав №1 (5% Брег-2+5% каустической соды)	0,3	0,315
	Пресная вода	0,05	0,300
	Закачиваемая вода	0,09	0,295
	Остановка фильтрации на 12 часов
	Состав №2 (0,05% ПАА+10,0% углеводородного растворителя РКД)	0,3	0,290
	Закачиваемая вода	0,15	0,289
	Остановка фильтрации на 12 часов
	Закачиваемая вода	10,0	0,281	15,6	60 (0,6 мкм²)
2.	Закачиваемая вода	10,0	0,013	1.0
	Пресная вода	0,1	0,013
	Состав №1(10% Брег-2+10% каустической соды)	0,3	0,510
	Пресная вода	0,05	0,505
	Закачиваемая вода	0,09	0,503
	Остановка фильтрации на 12 часов
	Состав №2 (0,3% ПАА+20% углеводородного растворителя РКД)	0,3	0,489
	Закачиваемая вода	0,15	0,489
	Остановка фильтрации на 12 часов
	Закачиваемая вода	10,0	0,483	37,0	87,00 (19 мкм²)
3.	Закачиваемая вода	10,0	0,018
	Пресная вода	0,1	0,018
	Состав №3 (1,5% Брег-2+0,10% CS-30)	0,4	0,088
	Пресная вода	0,1	0,088
	Закачиваемая вода	0,1	0,075
	Остановка фильтрации на 12 часов
	Закачиваемая вода (прототип)	10,0	0,069	3,8	31,5 (1,07 мкм²)
4.	Закачиваемая вода	10,0	0,015	1,0
	Пресная вода	0,1	0,015
	Состав №1 (10% Брег-2+20% каустической соды)	0,3	0,475
	Пресная вода	0,05	0,469
	Закачиваемая вода	0,09	0,462
	Остановка фильтрации (12 часов)
	Состав №2 (0,3% ПАА+20,0% углеводородного растворителя СНПХ 7870)	0,3	0,525
	Закачиваемая вода	0,15	0,527
	Остановка фильтрации на 12 часов
	Закачиваемая вода	10,0	0,435	29,0	81,0(0,288 мкм²)
5.	Закачиваемая вода	10,0	0,017	1,0
	Пресная вода	0,1	0,017
	Состав №1 (10%Брег-2+10% каустической соды)	0,3	0,381
	Пресная вода	0,05	0,373
	Закачиваемая вода	0,09	0,385
	Остановка фильтрации на 12 часов
	Состав №2 (0,3% ПАА+20,0% углеводородного растворителя Нефрас)	0,3	0,663
	Закачиваемая вода	0,15	0,660
	Остановка фильтрации на 12 часов
	Закачиваемая вода	10,0	0,635	37,3	83 (0,25 мкм²)
Вода в количестве, мас.%: пример 1 - 79,95; пример 2 - 59,7; пример 4 - 49,7; пример 5 - 59,7.

Claims

Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта путем закачки в пласт бурового реагента Брег, полиакриламида - ПАА и воды, отличающийся тем, что в качестве указанного реагента Брег используют Брег-2, который сначала закачивают в пласт в растворе каустической соды, а затем закачивают водный раствор ПАА в углеводородном растворителе, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ПАА 0,05-0,3 углеводородный растворитель 10-20 буровой реагент Брег-2 5-10 каустическая сода 5-20 вода 49,7-79,95