состав для увеличения добычи нефти

Формула изобретения

Состав для увеличения добычи нефти, содержащий полимер акрилового ряда, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), сшивающий агент и воду, отличающийся тем, что в качестве полимера акрилового ряда состав содержит полимер водный всесезонный (ПВВ), в качестве НПАВ - низкозастывающую легкоплавкую товарную форму НПАВ - СНО-3Б, в качестве сшивающего агента - дистиллерную жидкость (ДЖ), или хлористый кальций, или хлористый магний при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Полимер водный всесезонный (ПВВ)	3-10
Низкозастывающая
товарная форма НПАВ СНО-3Б	1-5
Дистиллерная жидкость,
или хлористый кальций,
или хлористый магний	5-10
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков за счет снижения проницаемости водопроницаемых зон пласта.

Известен состав для добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта на основе водных растворов полимера концентрацией 0,03-0,05% (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.156-165).

Недостатком состава является сравнительно низкая его эффективность вследствие адсорбции полимера и разрушения его минерализованными водами.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий гивпан, соляную кислоту, дистиллерную жидкость и неионогенное поверхностно-активное вещество (пат. РФ № 2215131, МПК 8 Е21В 43/22, опубл. 27.10.03 г.).

Однако применение данного состава недостаточно эффективно вследствие частичного разрушения геля в призабойной зоне пласта, при высоких градиентах скорости фильтрации композиции. Кроме того, применение состава ограничивается при минусовых температурах.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности добычи нефти за счет закачивания стабильного состава во всем его объеме, полной закупорки высокопроницаемых зон пласта, перераспределения фильтрационных потоков, повышения охвата пласта заводнением и применения его в любых климатических условиях.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности воздействия осадкообразующим составом на обводненные нефтесодержащие пласты.

Технический результат достигается тем, что состав для увеличения добычи нефти содержащий полимер акрилового ряда, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), сшивающий агент и воду, согласно изобретению в качестве полимера акрилового ряда содержит полимер водный всесезонный (ПВВ), в качестве НПАВ - низкозастывающую легкоплавкую товарную форму НПАВ - СНО-ЗБ, в качестве сшивающего агента - дистиллерную жидкость (ДЖ), или хлористый кальций, или хлористый магний при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Полимер водный всесезонный (ПВВ)	3-10
Низкозастывающая
товарная форма НПАВ СНО-3Б	1-5
Дистиллерная жидкость,
или хлористый кальций,
или хлористый магний	5-10
Вода	Остальное

Предлагаемый состав был испытан в лабораторных условиях. При этом были использованы следующие реагенты:

1. В качестве полимера - полимер водный всесезонный (ПВВ) с температурой застывания не выше минус 15°С.

Реагент ПВВ предназначен для использования в процессах добычи нефти по ТУ 2216-002-75821482-2006. Реагент ПВВ выпускается в жидком виде и представляет собой маловязкий водорастворимый полимер акрилового ряда.

Реагент ПВВ относится в соответствии с ГОСТ 12.1.007 к IV классу опасности.

2. В качестве НПАВ - низкозастывающая товарная форма НПАВ СНО-3Б - нефтевытесняющая система на основе НПАВ, типа АФ_9-12 в виде низкозастывающей легкоплавкой товарной формы, содержащей 60% АФ_9-12, 30% изобутилового спирта и 10% воды. Выпускается по ТУ 39-579-4688-001-88 Изм.1.

3. Дистиллерная жидкость - отход содового производства, выпускается по ТУ 2152-032-002 04872-97, содержит в составе гидроксид кальция и соли кальция.

4. Хлористый кальций технический по ГОСТ 450-77.

5. Хлористый магний технический по ГОСТ 4209-77.

Для приготовления состава реагенты ПВВ и СНО-3Б смешивают в требуемом соотношении согласно формуле изобретения. Приготовленная смесь длительное время хранится не сшиваясь. При закачивании смеси ПВВ и НПАВ СНО-3Б, дистиллерной жидкости, или хлористого кальция, или хлористого магния в пласт и смешении с пластовыми жидкостями происходит сшивка полимера ПВВ, СНО-3Б с двухвалентными катионами Сa⁺⁺ и Mg⁺⁺ пластовой воды, дистиллерной жидкости с образованием вязкоупругого осадка или сшитой структуры модифицированного полимера. Последний блокирует каналы пористой среды, в которой он образовался, от проникновения закачиваемой воды, изменяя ее направление в слаборазрабатываемые нефтенасыщенные зоны, т.е. позволяет регулировать разработку нефтяного месторождения методом заводнения.

Пример 1. В мерных пробирках смешивают по 10 мл смеси ПВВ с массовой концентрацией 3, 5, 10% и НПАВ СНО-3Б с массовой концентрацией 1, 2.5, 5% с 10 мл дистиллерной жидкости, или хлористого кальция, или хлористого магния с массовой концентрацией 5, 7.5, 10%. После тщательного перемешивания состав оставляют на 2 часа на образование осадка, после этого замеряют объем осадка и его стабильность во времени. Результаты опытов приведены в табл. 1-3.

Лабораторные исследования свидетельствует о том, что осадкообразующий состав имеет преимущества по своим осадкообразующим свойствам перед прототипом, т.е. осадкообразующая способность выше на 20-23%. Образовавшийся осадок более устойчив к разрушению. Так, через 168 часов объем осадка в известном составе уменьшился на 43-47%, тогда как в предлагаемом составе всего на 2,5-8,9%, в случае когда осадителем является дистиллерная жидкость (табл.1).

Таким образом, предлагаемый состав превосходит по осадкообразующим свойствам известный состав.

НПАВ СНО-3Б, сорбируясь на молекулах полимера, стабилизируют его от преждевременной сшивки с ионами Ca⁺⁺ и Mg ⁺⁺ пластовой воды. Кроме того, НПАВ СНО-3Б является вытесняющим агентом. В качестве параметров фильтрационных свойств состава, характеризующих вязкоупругие и изолирующие свойства, использовали величины фактора и остаточного фактора сопротивления, снижение проницаемости промытых водой каналов и прирост вытесненной нефти.

Пример 2.

В опыте использовались насыпные модели пласта. Характеристика пластовых моделей представлена в табл. 4. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный песчаник Арланского месторождения.

Ход эксперимента: модель пласта насыщалась изовискозной моделью нефти Арланского месторождения, состоящей из дегазированной нефти, в которую добавлено 30% керосина. Вязкость изовискозной нефти - 19,5 мПа*с.

После фильтрации пластовой воды (содержание солей 140 г/л) через пористую среду до полного прекращения вытеснения нефти и стабилизации перепада давления фильтровалась последовательно смесь ПВВ и СНО-3Б в объеме 30% от порового объема с последующей продавкой 20% дистиллерной жидкости и 10% пластовой воды. Затем фильтрация прекращалась на 10-12 часов для гелеобразования при пластовой температуре 24°С. После остановки фильтрация закачиваемой воды возобновлялась, при этом замерялся перепад давления сразу после выдержки, а также после закачивания 5 поровых объемов закачиваемой воды. Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 5.

Как видно из табл. 5, в результате фильтрации после 12-часовой выдержки на гелеобразование при температуре 24°С перепад давления при закачивании предлагаемого состава возрос в 25-32,9 раз (опыт 1, 2, 3 табл.2), при этом остаточный фактор сопротивления составил 13-16, в то время как при фильтрации состава по прототипу перепад давления возрос в 10,9 раз, и остаточный фактор сопротивления составил величину 5,8.

Как видно из представленных данных, заявляемый состав обладает более высоким фактором сопротивления, что характеризует его эффективность для повышения нефтеотдачи пластов.

Таким образом, состав для увеличения добычи нефти, основанный на использовании полимера водного всесезонного (ПВВ), низкозастывающей товарной формы СНО-3Б и дистиллерной жидкости, или хлористого кальция, или хлористого магния, имеет ряд технологических преимуществ по сравнению с прототипом.

1. Состав для увеличения добычи нефти при смешении с пластовой водой образует стабильный во времени и объеме гель.

2. Состав всесезонен, что является одним из наиболее важных преимуществ для климатических условий Урало-Поволжья и Западной Сибири.

3. Состав не требует использования нестандартного, дорогостоящего оборудования. Все процессы растворения и закачивания реагентов проводятся на серийном оборудовании. Реагенты экологически безопасны, биоразлагаемы. Класс опасности IV.

4. Реагенты ПВВ, СНО-3Б, хлориды щелочно-земельных металлов не влияют отрицательно на процессы сбора и подготовки нефти.

Таблица 1
Влияние дистиллерной жидкости (ДЖ)* на осадкообразование в системе ПВВ+НПАВ СНО-3Б.
Состав	Концентрация ингредиентов, %	Объемная доля осадков, %
через 2 часа	через 168 часов	через 2 часа	через 168 часов
ПВВ	3	41	38	45	41
НПАВ СНО-3Б	1
ПВВ	5	47	44	50	46
НПАВ СНО-3Б	2,5
ПВВ	10	40	39	44	40,5
НПАВ СНО-3Б 5	5
Гивпан-10	10	33	22 (расслоение)	35	21,8 (расслоение)
Соляная кислота	15
ДЖ
НПАВ
СНПХ-4410	0,05
(прототип)
* Концентрация ДЖ - 5,10%. Время выдержки (старения) осадков - 7 суток.
Таблица 2
Влияние хлористого кальция* на осадкообразование в системе ПВВ+НПАВ СНО-3Б.
Состав	Концентрация ингредиентов, %	Объемная доля осадков, %
через 2 часа	через 168 часов	через 2 часа	через 168 часов
ПВВ	3	63	58	70	64
НПАВ СНО-3Б	1
ПВВ	5	77	71	85	80
НПАВ СНО-3Б	2,5
ПВВ	10	100	95	100	97
НПАВ СНО-3Б 5	5
* Концентрация хлористого кальция - 5, 10%. Время выдержки (старения) осадков - 7 суток.
Таблица 3
Влияние хлористого магния* на осадкообразование в системе ПВВ+НПАВ СНО-3Б.
Состав	Концентрация ингредиентов, %	Объемная доля осадков, %
через 2 часа	через 168 часов	через 2 часа	через 168 часов
ПВВ	3	75	68	78	68,1
НПАВ СНО-3Б	1
ПВВ	5	88	81,3	93	88,7
НПАВ СНО-3Б	2,5
ПВВ	10	100	100	100	100
НПАВ СНО-3Б	5
* Концентрация хлористого магния - 5, 10%. Время выдержки (старения) осадков - 7 суток.
Таблица 4
Характеристика пластовых моделей
№ опыта	Длина модели, см	Диаметр трубки, см	Поровый объем, п.о.	Проницаемость по воздуху, мкм2	Пористость, %
1	30	2,9	63,0	1,3	31,8
2	30	2,9	59,6	1,23	30,1
3	31,3	2,9	66,3	1.37	32,1
4	30,5	2,9	64,0	1,29	31,8
5	30,2	2,9	61,4	1,35	30,8
6	30,3	2,9	62,0	1,31	31,0