RU2797224C1 - Химико-технологический состав с регулируемой вязкостью для выравнивания профиля приемистости в скважинах поддержания пластового давления и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте - Google Patents

Abstract

Заявлен химико-технологический состав с регулируемой вязкостью для выравнивания профиля приемистости в скважинах ППД и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте. В качестве вязкого агента используют обратную мелкодисперсную углеводородную микроэмульсию с размерами капель - глобул воды 0,1-3 мкм, стабильную при нагреве 80°-120°С, приготавливаемую из исходных углеводородных жидкостей - ШФЛУ, дизтопливо, нефти различной плотности, количеством содержания парафиносмолистых составляющих, эмульгатора полимерного типа РЭМ 100 и подтоварной - поверхностной воды, в соотношении компонентов: подтоварная вода 60%-80%, углеводородная жидкость - 38%-19%, эмульгатор - 5%-1%. Путем последовательной загрузки УВ жидкости, эмульгатора, подтоварной воды и интенсивным смешиванием создают в углеводородном веществе мелкодисперсные капли - глобулы воды, имеющие меньшие размеры в сопоставлении с размерами межпортовых каналов. Обратная мелкодисперсная углеводородная микроэмульсия способна длительное время сохранять вязкоупругие свойства и противостоять разрушению при фильтрации через пористые продуктивные пласты. Достигаемый технический результат – повышение нефтеотдачи за счет организации в продуктивном пласте подвижных, долговременных вязкоупругих экранов. 4 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно для выравнивания профиля приемистости в скважинах поддержания пластового давления (ППД) и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов.

Одной из причин недостаточной эффективности заводнения нефтяных залежей является значительное различие вязкостей добываемой нефти и закачиваемой для поддержания пластового давления воды.

Природная неоднородность пласта усиливает неравномерность продвижения фронта вытеснения нефти водой. В неоднородных по проницаемости пластах добыча нефти сопровождается преждевременными прорывами вытесняющего агента - закачиваемой воды по наиболее проницаемым зонам, что снижает охват пласта вытеснением и нефтеотдачу в целом.

Для устранения этого природного недостатка при нефтедобыче в нагнетательные скважины производится периодическая закачка вязкоупругих водных растворов различных химреагентов (ПАА, биополимеры, крахмалы и пр.), которые частично компенсируют неравномерность продвижения фронта закачиваемой воды и частично устраняют эту природную неоднородность пласта.

Известен состав и способ получения масляных концентратов обратных эмульсий, заключающийся в растворении асфальтенов и нефтепродуктов, содержащих их, в ароматических углеводородах. Полученный состав-эмульгатор вводят в масляный концентрат пестицида. Помимо асфальтенов можно использовать гудроны. Для приготовления рабочей эмульсии обратного типа воду медленно добавляют в масляный концентрат при интенсивном перемешивании системы. Объемное соотношение фаз эмульсии от 1:9 до 9:1. Однако известно, что в процессе переработки нефти многие высокоактивные, полярные компоненты, например порфирины, подвержены разрушению (термодеструкции), снижается растворяющая способность (даже в ароматических углеводородах) асфальтово-смолистых компонентов нефти, что негативно отражается на их эмульгирующих свойствах. Асфальтены хорошо эмульгируют воду, когда находятся в коллоидном высокодисперсном состоянии, а это состояние, в свою очередь, определяется оптимальным соотношением в масляной фазе ароматических углеводородов (растворяющих асфальтены) и алифатических углеводородов (в которых асфальтены практически не растворяются). Отклонение от оптимума в углеводородном составе масляной фазы приводят к укрупнению асфальтеновых частиц или их полному растворению. В обоих случаях эффективность их стабилизирующего действия падает.[Авторское свидетельство СССР 245250]

Известен состав для добычи нефти и способ его приготовления, содержащий, мас. %: тяжелую асфальтосмолистую нефть с плотностью 900 кг/м³ и более 50-70, неионогенное поверхностно-аквтивное вещество (НПАВ) 15-25 и четыреххлористый углерод (CCL4) - регулятор-растворитель, повышающий растворимость в нефти НПАВ и асфальтосмолистых компонентов [Патент RU 2125647].

Данный состав обладает свойствами «растворимой нефти», т.е. обладает ультранизким межфазным натяжением на границе нефть-вода, что и определяет его способность при смешивании с водой самопроизвольно образовывать устойчивые, тонкодисперсные эмульсии тяжелой асфальтосмолистой нефти в воде.

Недостаток данного состава, низкие водоизолирующие свойства, т.к. асфальтосмолистые компоненты нефти при использовании в качестве растворителя-регулятора CCL4 из коллоидно-дисперсного состояния в объеме нефти переходят в молекулярно-растворенное состояние, что снижает вероятность образования в высокопроницаемых участках пласта гидрофобных барьеров из полислоев и коллоидных частиц асфальтосмолистых компонентов нефти, являющихся, как известно, наиболее эффективными природными водоизолирующими веществами.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав и способ приготовления обратных эмульсий для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопритока в добывающих скважинах. [Патент RU №2126082].

Недостаток этого состава и способа в том, что требуется применение специальных диспергирующих устройств для приготовления тонкодисперсных (размер глобул не более 10 мкм) эмульсий обратного типа и высокая вязкость получаемой концентрированной эмульсии, что ограничивает область применения данного состава лишь для обработки высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов.

Задачей предлагаемого изобретения является создание регулируемых, мелкодисперсных, стойких, обратных, углеводородных микроэмульсий (ОУМЭ) для организации в продуктивном пласте подвижных, долговременных вязкоупругих экранов, обеспечивающих высокую нефтеотдачу и способа применения их для выравнивания профиля вытеснения нефти водой.

Химико-технологический состав с регулируемой вязкостью для выравнивания профиля приемистости в скважинах ППД и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте, согласно изобретению, в качестве вязкого агента используют обратную мелкодисперсную углеводородную микроэмульсию с размерами капель (глобул) воды 0,1-3 мкм, стабильную при нагреве 80°-120°С, приготавливаемую из исходных углеводородных жидкостей - ШФЛУ, дизтопливо, нефти различной плотности, количеством содержания парафиносмолистых составляющих, эмульгатора полимерного типа РЭМ 100, и подтоварной (поверхностной) воды, в соотношение компонентов: подтоварная вода 60% - 80%, углеводородная жидкость - 38%-19%, эмульгатор - 5%-1% путем последовательной загрузки УВ жидкости, эмульгатора, подтоварной воды и интенсивным смешиванием создают в углеводородном веществе мелкодисперсные капли (глобулы) воды, имеющие меньшие размеры в сопоставлении с размерами межпортовых каналов, способную длительное время сохранять вязкоупругие свойства и противостоять разрушению при фильтрации через пористые продуктивные пласты.

Причиной низкой выработки запасов нефти является природная неоднородность коллекторских свойств и минерального состава продуктивного пласта по площади и по мощности, наличие разломной тектоники на месторождении создают неравномерность выработки запасов добывающим фондом скважин и неравномерное продвижения фронта вытеснения нефти закачиваемой водой через нагнетательные скважины; неудачно выбранная технологическая схема разработки (местоположение скважины, способ и типы насосного оборудования для нефтеизвлечения, очередность ввода участков залежей в разработку, несвоевременная организация системы ППД, значительное различия вязкостей добываемой нефти и закачиваемой для поддержания пластового давления воды.

Применение предлагаемого состава выравнивания профилей приемистости (ВПП), основанный на химической природе реагентов и механизмах физико-химических процессов, приводят к образованию в пластовых условиях вязкоупругого экрана, блокирующего преждевременный прорыв нагнетаемой воды в добывающие скважины.

Обратная углеводородная микроэмульсия (ОУМЭ) с размерами капель (глобул) воды 0,1-3 мкм, стабильная при нагреве 80°С-120°С с оптимальным соотношением углеводородной жидкости (УВ) - воды - эмульгатора получена лабораторным способом.

Проведены эксперименты для получения стабильной ОУМЭ при различных геолого-промысловых условиях.

Исходные данные ОУМЭ: вода (подтоварная) 60%-80%, углеводородная жидкость нефть 39%-19%, эмульгатор 5%-1%. В качестве эмульгатора использовали эмульгатор полимерный типа РЭМ 100 (ТУ 75 11903-631-93 «НПП Алтайспецпродукт», ЗАО).

Приготовление микроэмульсии для лабораторно-стендовых экспериментов осуществлялось путем последовательной загрузки УВ (нефти), эмульгатора, подтоварной (пресной) воды и интенсивным смешиванием лабораторной мешалкой на 500 об\мин. в пропорциях, которые задавались условиями эксперимента и которые в будущем будут задаваться условиями промысловых работ.

Образцы ОУМЭ подвергались нагреву до 80С, охлаждению до 5°С, виброакустическому воздействию в лабораторной установке УРДУ.

На каждом этапе эксперимента определялись стабильность эмульсии, ее вязкость, размер глобул воды в ОУМЭ и электроемкость.

Расчет размеров предпоровых сужений в каналах фильтрации:

Карбонатный 11,107 мкм 0,011107 мм

Терригенный 8,306 мкм 0,008306 мм

Для определения оптимального соотношения УВ - вода - эмульгатор в ОУМЭ проводились эксперименты при различных температурных условиях, с разными соотношениями компонентов.

Результаты исследований приведены в таблицах 1,2,3,4.

На основании экспериментальных данных установлено, что при смешивании углеводородного жидкости (УВ) нефть, ШФЛУ, дизельное топливо и другие, эмульгатора и воды получают устойчивую к разрушению вязкоупругую микроэмульсию. Наибольшую вязкость, 22400 сПа, получают при соотношении: 18% нефть - 2% эмульгатор - 80% вода.

Дальнейшее увеличение вязкости за счет увеличения воды в эмульсии не целесообразно из-за получения вязкой субстанции и невозможности ее закачки насосами в пласт.

Определяли степень изменения реологических свойств ОУМЭ после виброакустического воздействия УРДУ на образец микроэмульсии.

Результаты опыта в таблице.

В ходе эксперимента было установлено, что кратковременное 10-минутное виброакустическое воздействие установкой УРДУ не оказывает видимого результата на ОУМЭ.

Стабильность ОУМЭ при высокой температуре 100°С-150°С определяли в автоклаве

Установлено, что ОУМЭ не разрушается при воздействии (1 час) высоких температур (120°С).

Для увеличения вязкости ОУМЭ до 34000 сПа и стабильности, вводится в эмульсию наполнитель - в виде мелкодисперсного мела (10%-15%), при средней температуре 23°С. Мелкодисперсный мел значительно увеличивает вязкостные показатели эмульсии без выделения свободной воды и разрушения эмульсии.

Состав эмульсии (%):

Подтоварная вода - 60

Нефть - 38

Эмульгатор - 2

Вязкость без наполнителя, сПа - 1860

Результаты исследований в таблицах.

Проведена проверка эмульсионной стойкости образцов при фильтрации через поровые среды. Использовали стенд - насыпная модель пропантом или речным песком.

Стенд заполнили мелким пропантом.

Произвели прокачку заготовленной ОУМЭ 38% нефть, 2% эмульгатор, 60% вода с начальной вязкостью 2120 сПа.

Выкидной патрубок из стенда направляли в заборный стакан насоса закачки эмульсии и на установившемся режиме произвели закачку ОУМЭ по «кругу» в течение 3-4 часов.

Каждый час производили отбор эмульсии для проверки ее качества (расслоение, плотность, вязкость, электростабильность).

Нагрели стенд до температуры 85°С и повторили эксперимент.

Результаты эксперимента в таблицах.

При комнатной температуре 23°С и нагретом стенде до температуры 85°С при трехчасовой циркуляции не отмечалось разрушение (расслоение) ОУМЭ. Отмечено значительное (трехкратное снижение) вязкости ОУМЭ после нагрева стенда до 85С.

По результатам проведенных экспериментов определили:

1. При смешивании УВ (нефть) 38%-19%, эмульгатора 5%-1%. и воды 60%-80% получается устойчивая к разрушению вязкоупругая микроэмульсия.

2. Наибольшая вязкость, 22400 сПа, получаем при соотношении 18% нефть - 2% эмульгатор - 80% вода. Дальнейшее увеличение вязкости за счет увеличения воды в эмульсии не целесообразна из-за получения вязкой субстанции и невозможности ее закачки насосами в пласт.

3. Увеличение вязкости эмульсии возможно до 34000 сПа, при вводе в эмульсию наполнителя - мела (10-15%).

4. Во всех образцах, при разном соотношении нефть-эмульгатор-вода и при температуре в диапазоне -2°С - + 120°С размер глобул от 3 мкм - 0,1 мкм, что меньше межпоровых сужений каналов фильтрации в пласте.

Определение размера глобул и их фотофиксация производилась лабораторным микроскопом МБС 4.

5. В течение двух месяцев в выбранных образцах отсутствует расслоение эмульсии.

6. Добавление в эмульсию рабочего раствора соляной кислоты (12-14%) не приводит к разрушению эмульсии.

7. Значительное снижение вязкости эмульсий достигается добавлением товарной нефти и других углеводородов (дизельное топливо, ШФЛУ, конденсат).

8. При многократной прокачке на стенде через пропант, основные характеристики ОУМЭ вязкость, плотность, электроемкость, однородность не изменились.

Предлагаемые микроэмульсии применяются для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и позволяют создавать в продуктивном пласте подвижные, долговременные вязкоупругие экраны, обеспечивающие высокую нефтеотдачу продуктивного пласта.

Claims (1)

1. Химико-технологический состав с регулируемой вязкостью для выравнивания профиля приемистости в скважинах ППД и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте, характеризующийся тем, что в качестве вязкого агента используют обратную мелкодисперсную углеводородную микроэмульсию с размерами капель - глобул воды 0,1-3 мкм, стабильную при нагреве 80°-120°С, приготавливаемую из исходных углеводородных жидкостей - ШФЛУ, дизтопливо, нефти различной плотности, количеством содержания парафиносмолистых составляющих, эмульгатора полимерного типа РЭМ 100 и подтоварной - поверхностной воды, в соотношении компонентов: подтоварная вода 60%-80%, углеводородная жидкость - 38%-19%, эмульгатор - 5%-1% путем последовательной загрузки УВ жидкости, эмульгатора, подтоварной воды и интенсивным смешиванием создают в углеводородном веществе мелкодисперсные капли - глобулы воды, имеющие меньшие размеры в сопоставлении с размерами межпортовых каналов, способную длительное время сохранять вязкоупругие свойства и противостоять разрушению при фильтрации через пористые продуктивные пласты.