состав для повышения нефтеотдачи и регулирования проницаемости пласта

Формула изобретения

Состав для повышения нефтеотдачи и регулирования проницаемости пласта, содержащий щелочь, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полиглицерин, а в качестве щелочи отработанный каустик мокрых процессов газоочистки при следующем соотношении компонентов, мас.

Полиглицерин 10 40

Отработанный каустик мокрых процессов газоочистки 60 90с

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к гелеобразующим композициям, применяемым для регулирования заводнения неоднородных пластов и изоляции промытых зон высокопроницаемых пропластков.

Известны составы для повышения нефтеотдачи и регулирования проницаемости пласта, например, силикатно-щелочные реагенты, ПАВ и другие [1] Недостатком известных технических решений является низкая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав для изоляции, включающий щелочь [2] Недостатком его является низкая эффективность.

Целью изобретения является повышение эффективности состава.

Поставленная цель достигается тем, что состав, содержащий щелочь, дополнительно содержит полиглицерин, а в качестве щелочи он содержит отработанный каустик мокрых процессов газоочистки при следующих соотношениях компонентов, мас.

Полиглицерин 10-40

Отработанный каустик 60-90

Отработанный каустик является крупнотоннажным отходом процессов газоочистки нефтехимических производств с содержанием 5 и более мас. щелочных компонентов (гидрооксида натрия и/или карбоната натрия) при pH 10.

Полиглицерин (ТУ 6-01-0203314-92-89) отход производства глицерина (кубовый остаток ректификации) и состоит из продуктов конденсации глицерина.

Состав готовят путем смешения полиглицерина и отработанного каустика.

При смешении состава в пласте с минерализованной водой происходит образование осадков по следующим реакциям:



Кроме того, взаимодействие щелочных компонентов состава с кислыми компонентами нефти приводит к образованию ПАВ, снижающих поверхностное натяжение на границе раздела нефть/вода, что способствует улучшению вытеснения нефти из пласта.

Таким образом, эффективность состава достигается за счет того, что при взаимодействии состава с минерализованной водой и кислыми компонентами нефти идет процесс осадкообразования.

Осадкообразующее действие состава определяли путем смешения заявляемого состава с минерализованной водой в самом широком интервале соотношений объемов воды и состава от (1:1 до 1:10). Объем осадка определяли по формуле

a = (V_o/V_об.)100%,

где

объемная доля осадка;

V_o объем осадка;

V_об объем минерализованной воды.

Для удобства изучения осадкообразования смешение проводили в мерных пробирках. Первоначально образующиеся осадки по мере старения уменьшают свой объем. В ходе эксперимента осадки выдерживали до прекращения изменения их вида и объема. Время старения осадка составляет 8 10 сут, после чего объем практически не меняется.

Экспериментальные данные представлены в табл. 1 для различных участков Арланского месторождения. Характеристики использованных вод и реагентов представлены в табл. 2.

Пример 1. Для определения осадкообразующего действия в мерной пробирке смешали состав и минерализованную воду в соотношении 1:9. После тщательного перемешивания содержимое пробирки выдерживали до окончания изменения объема осадка, определяли объемную долю осадка.

Пример 2. В мерной пробирке смешали состав и минерализованную воду в соотношении 9:1.

Пример 3. В мерной пробирке смешали состав и минерализованную воду в соотношении 3:2.

Пример 4. В мерной пробирке смешали состав и минерализованную воду в соотношении 2:3.

Полученные результаты показывают, что при контакте состава с минерализованной водой происходит образование осадков, способных снижать или прекращать фильтрацию через водопроводящие каналы пласта.

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

Проверку нефтевытесняющего и регулирующего фильтрацию действия 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 месторождение (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. 3.

В ходе эксперимента через модель фильтровали закачиваемую воду Уршакского месторождения, оторочки дистиллированной воды и состава. Эксперимент проводили при средней пластовой температуре (43^oC) и постоянной скорости фильтрации равной 1,0 м/сут. Результаты эксперимента приведены в табл. 4.

Нефть из модели пласта вытесняли минерализованной водой до стабилизации перепада давления и 100% обводненности продукции на выходе модели. Затем испытывали нефтевытесняющие свойства состава. 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. Закачка 0,5 п.о. состава и затем воды позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения на 9,2% что указывает на высокую нефтевытесняющую способность состава. Нефтевытесняющая способность состава связана со способностью образовывать ПАВ при реакции щелочи с кислыми компонентами нефти и улучшению смачиваемости водой поверхности породы.

В ходе последующей закачки состава испытывали регулирующее фильтрацию действие состава. 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 и снижением проницаемости по воде модели пласта. Одновременно наблюдали вытеснение нефти и рост коэффициента вытеснения на 4,1%

Полученные данные подтверждают высокую нефтевытесняющую и регулирующую проницаемость способность предложенного состава.

Важной характеристикой составов, закачиваемых в пласт, является вязкость. Измерение вязкости проводили с помощью капиллярного вискозиметра. Результаты измерения вязкости составов ПГ + отработанная щелочь приведены в табл. 5. Полученные результаты показывают, что ПГ повышает вязкость состава, что должно способствовать росту регулирующего проницаемость действия состава.

Таким образом, применение заявляемого состава в нефтедобывающей промышленности позволяет: повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов месторождений; уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды; снизить затраты на водоизоляционные работы; квалифицированно использовать отходы нефтехимических производств; улучшить охрану окружающей среды.