состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков

Формула изобретения

Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков, содержащий щелочь, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полигликоль, а в качестве щелочи отработанную щелочь мокрых процессов газоочистки при следующем соотношении компонентов, мас.

Полигликоль 5 40

Отработанная щелочь мокрых процессов газоочистки 60 95и

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков к добывающим скважинам.

Известны составы для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков, содержащие силикатно-щелочные реагенты, ПАА, и т.д. (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра, 1985, с. 175, Горбунов А.Т. Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. М. Недра, 1989).

Недостатком известных технических решений является недостаточная технологическая и экономическая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому составу является техническое решение по авт. св. N1808999 E 21 B 33/138, 1993. Состав для изоляции, включающий едкий натр, синтетическую жирную кислоту и воду. Недостатком его является низкая эффективность.

Целью изобретения является повышение эффективности и технологичности состава для регулирования проницаемости пластов и водоизоляции водопритоков к добывающим скважинам, а также снижение стоимости состава.

Указанная цель достигается тем, что состав для регулирования проницаемости и водоизоляции пластов содержит отработанную щелочь мокрых процессов газоочистки и технический полигликоль при следующих соотношениях компонентов, мас.

Полигликоль 5 40

Отработанная щелочь 60 95

Применяемая отработанная щелочь является средне- и крупнотоннажным отходом процессов газоочистки нефтехимических производств с содержанием 5 и более мас. щелочных компонентов (гидрооксида натрия и (или) карбоната натрия) и pH 10.

Полигликоль отход производства моно-, ди- и триэтиленгликолей (ТУ 38 30214-88) и состоит из полиэтиленгликолей со степенью конденсации 4 и более, а также смол.

Состав готовят путем смешения полигликоля и отработанной щелочи. Эффективность достигается следующим способом. При смешении состава с минерализованной водой в пласте происходит образование осадков гидрооксидов и карбонатов кальция и магния по следующим реакциям:



Полигликоль плохо совместим с минерализованными водами и способен увеличивать объем и улучшать реологические свойства осадков карбонатов и гидрооксидов кальция и магния. Действие полигликолей приводит к превращению мелкокристаллических осадков карбонатов и рыхлых осадков гидрооксидов в гелеобразные осадки большего объема, чем при использовании одной отработанной щелочи. Образование в высокопроницаемых зонах и пропластках гелеобразных осадков способствует выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности продукции и непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта.

Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с минерализованными закачиваемыми (или) пластовыми водами.

Эффективность состава определяют экспериментально по нижеописанным методикам. Результаты исследований приведены в табл. 3-8.

Пример 1. С целью определения эффективности заявляемого состава в условиях Уршакского и Арланского месторождений проводится тестирование по следующей методике. К растворам ПЭГ в отработанной щелочи прибавляли определенный объем минерализованной воды месторождения и затем перемешивали. Для удобства изучения осадкообразования исследование проводили в мерных пробирках.

Первоначально образующиеся осадки по мере старения уменьшают свой объем. В ходе эксперимента осадки выдерживали до прекращения изменения объема осадка.

Данная методика исследования позволяет установить применимость заявляемого состава в условиях конкретного месторождения и уточнить концентрацию ПЭГ в составе применительно к геологофизическим условиям конкретного месторождения.

При смешении состава с минерализованными водами образуются гелеобразные осадки. По мере выдержки (старения) объем осадков уменьшается. Время старения осадков составляет 10-15 сут, после чего объем осадков практически не меняется.

Осадкообразующее действие состава определяли по отношению объема осадка (V_oc.) к общему объему слитых состава и минерализованной воды (V_oб.):

= (V_ос/V_об.)100%,

где объемная доля осадка от общего объема системы (в).

Характеристики использованных вод и реагентов приведены в табл. 1 и 2. В табл. 3-5 приведены результаты исследования осадко- и гелеобразования в условиях Уршакского (девон) и Арланского (карбон) месторождений.

Полученные результаты показывают возможность применения заявляемого состава в условиях данных месторождений. При контакте состава с минерализованными водами данных месторождений происходит образование объемных гелеобразных осадков, способных снижать проницаемость или прекращать фильтрацию через водопроводящие каналы пласта.

Низкая стоимость отработанной щелочи и ПЭГ делает экономически оправданным применение заявляемого состава в условиях месторождений с высокой степенью обводненности добываемой продукции и находящихся на поздней стадии разработки.

Пример 2. Отработанная щелочь мокрых процессов газоочистки является отходом производства и ее состав зависит от состава очищаемых газов. Поэтому были изучены две партии отработанной щелочи с различным содержанием карбоната и гидрооксида натрия. Эксперимент проводили аналогично описанному в примере 1, данные эксперимента приведены в табл. 3 и 4, состав испытанных щелочей в табл. 2.

Сопоставление данных табл. 3 и 4 показывает, что в независимости от состава щелочи заявляемый состав обладает способностью образовывать объемные гелеобразные осадки и может быть использован для регулирования проницаемости и водоизоляции пластов.

Пример 3. Важной характеристикой для составов, закачиваемых в пласт, является вязкость. Измерение вязкости проводили с помощью капиллярного вискозиметра. Результаты измерения вязкости составов ПЭГ + отработанная щелочь N 1 приведены в табл. 6. Полученные результаты показывают, что состав имеет вязкость до 10 МПас, т.е. при закачке состава в пласт не должно возникать осложнений.

Пример 4. Проверку регулирующего и водоизолирующего действия заявляемого состава проводили в ходе фильтрационного эксперимента на составной линейной модели пласта Уршакского месторождения. Методика подготовки модели пласта заключалась в следующем. Цилиндрические образцы кернов экстрагировали спирто-бензольной смесью, насыщали минерализованной водой месторождения (плотность 1.120 кг/дм³), создавали связанную воду методом капиллярной вытяжки и насыщали керосином. После сборки кернов в специальный кернодержатель, через него фильтровали керосин до стабилизации перепада давления. Затем в ходе фильтрации керосин замещали изовязкостной моделью нефти Уршакского месторождения. Характеристика модели пласта приведена в табл. 7.

В ходе эксперимента через модель фильтровали закачиваемую воду Уршакского месторождения и оторочки дистиллированной воды и состава с щелочью N 1. Эксперимент проводили при средней пластовой температуре (43^oC) и постоянной скорости фильтрации, равной 1.0 м/сут. Результаты эксперимента приведены в табл. 8.

Нефть из модели пласта вытесняли минерализованной водой до стабилизации перепада давления и 100% обводненности продукции на выходе из модели. Затем испытывали фильтрационные свойства состава (20% ПЭГ, 80% отработанная щелочь). Для уменьшения влияния осадкообразования до и после оторочки состава закачивали по 0.3 п.о. дистиллированной воды. Закачка состава и затем воды не сопровождалась значительным ростом перепада давления, т.е. при закачке в пласт состава не должно возникать осложнений. Кроме того, как видно из данных табл. 8, закачка 0.5 п.о. состава и затем воды позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения на 8.5% что указывает на высокую нефтевытесняющую способность состава. Нефтевытесняющая способность состава связана со способностью образовывать ПАВ при реакции щелочи с активными и окисленными компонентами нефти. В пластовых условиях это будет способствовать очистке забоя и призабойной зоны пласта от загрязнений и повышению проницаемости.

В ходе последующей закачки данного состава испытывали водоизолирующее и регулирующее действие состава (20% ПЭГ + 80% щелочи). Для предотвращения забивки торцов модели пласта до и после оторочки состава закачивали по 0.05 п.о. дистиллированной воды. После продавливали состав 0.3 п.о. минерализованной воды и оставляли на сутки для созревания осадков. Затем опять фильтровали минерализованную воду, что сопровождалось ростом перепада давления до 1.6-1.65 МПа (градиент давления 5.5-5.6 МПа/м), после чего происходило уменьшение перепада давления. Таким образом, состав с 20% ПЭГ позволяет получать гелеобразные осадки, выдерживающие градиент давления до 5 МПа/м.

При третьей закачке испытывали водоизолирующее действие состава, содержащего 30% ПЭГ и 70% щелочи. Испытание проводили аналогично вышеизложенному. В данном случае рост перепада давления достиг 3.5 МПа (градиент давления 11.9 МПа/м) и наблюдали затухание фильтрации. Таким образом, состав с 30% ПЭГ позволяет получать гелеобразные осадки, выдерживающие градиент до 10 МПа/м, что обеспечивает полное прекращение фильтрации.

Полученные данные подтверждают высокую регулирующую и водоизолирующую способность заявляемого состава.

Таким образом, применение заявляемого состава в нефтедобывающей промышленности позволяет:

повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов месторождений с минерализованными закачиваемыми и (или) пластовыми водами;

уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;

снизить затраты на водоизоляционные работы в неоднородных коллекторах;

квалифицированно использовать отходы нефтехимических производств (отработанная щелочь, полигликоль);

улучшить охрану окружающей среды.