гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов

Формула изобретения

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ, содержащий полимер акрилового ряда и сшивающий агент, отличающийся тем, что в качестве полимера акрилового ряда используют гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила, а в качестве сшивающего агента минерализованную кальцийсодержащую нефтепромысловую воду или водный раствор солей кальция с плотностью 1,02 1,40 г/см³ при следующем соотношении компонентов мас.

Гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила 0,05 8,0

Минерализованная кальцийсодержащая нефтепромысловая вода или водный раствор солей кальция с плотностью 1,02 1,40 см³ Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений путем изменения профиля приемистости нагнетательных скважин, изоляции водопритока в нефтяные скважины и увеличения охвата пластов заводнением с целью повышения нефтеотдачи.

Известны составы для селективной изоляции пластовых вод и увеличения добычи нефти на основе водных растворов Гипана (гидролизованного полиакрилонитрила) и кислотно-формалиновой смеси (КФС).

Однако процесс приготовления известного состава очень трудоемок и сложен, требует точного регулирования дозировки КФС непосредственно в процессе нагнетания состава в скважины. Использование полиакрилонитрила в чистом виде для гидролиза удорожает состав, а присутствие формалина значительно повышает его токсичность, что требует дополнительных мер по обеспечению безопасности работ, связанных с приготовлением и использованием данного состава. Кроме того, отмечается быстрый вынос состава с продукцией скважин, что в значительной мере осложняет работу установок подготовки нефти.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемым результатам является состав на основе Гипана с добавкой в качестве сшивателя раствора хлористого кальция или минерализованной пластовой воды.

Однако применение состава на основе Гипана недостаточно эффективно, в особенности на месторождениях со слабой минерализацией пластовых вод, из-за неполной коагуляции Гипана. Кроме того, эластичная масса Гипана, полученная в результате соединения его с пластовой водой или с водным раствором хлористого кальция, постепенно растворяется в пресной воде.

Цель изобретения заключается в повышении эффективности состава, расширении ресурсов сырья и значительном удешевлении состава.

Цель достигается тем, что гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов, содержащий гидролизованный полимер ряда акрилонитрила и сшивающий агент, в качестве гидролизованного полимера содержит гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила и в качестве сшивающей добавки кальцийсодержащую минерализованную нефтепромысловую воду или водный раствор солей кальция плотностью 1,02-1,40 г/см³ при следующем соотношении компонентов, мас. Гидролизованные в щелочи отходы во- локна или тканей поли- акрилонитрила 0,05-8,0 Кальцийсодержащая минерализованная неф- тепромысловая вода или водный раствор солей кальция плотностью 1,02-1,40 г/см³ Остальное

Гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила выпускаются Уфимским ПО "Химпром" по ТУ 49560-04-02-90, рецептура 1,2 под товарным названием Гивпан. Физико-химические показатели и нормы требований ТУ (рецептура 1,2) на полимер Гивпан приведены в табл. 1.

Рекомендовано применение полимера Гивпан, в частности, в качестве стабилизатора буровых растворов. Анализ патентной и научно-технической литературы по гелеобразующим составам, применяемым для увеличения добычи нефти и снижения отбора попутной воды путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, показывает, что гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила в качестве компонента составов ранее не применялись. Следовательно, предлагаемый состав отличается от известных введением нового компонента, а именно гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила. Следует особо подчеркнуть, что принципиальное отличие предлагаемого полимера Гивпан от известного полимера Гипан заключается в том, что последний получают гидролизом ценного целевого продукта полиакрилонитрила, являющегося дефицитным сырьем для производства искусственных волокон, а предлагаемый полимер Гивпан представляет собой гидролизованные в щелочи неутилизируемые отходы готовых волокон или тканей полиакрилонитрила, неизбежно образующиеся на текстильных и швейных предприятиях. При этом введение в состав нового компонента приводит к повышению гелеобразующих и водоизолирующих свойств состава, в особенности при повышенных температурах пласта. Повышенный положительный эффект объясняется тем, что в гелеобразовании в предлагаемом техническом решении кроме макромолекул полимера и ионов кальция участвует избыток щелочи, в среде которого осуществляется гидролиз отходов волокна полиакрилонитрила. При этом, с одной стороны, образующийся дополнительно осадок гидроксида кальция флокулируется макромолекулами полимера, что существенно увеличивает объем образующегося геля, с другой стороны, этот минеральный компонент значительно повышает термическую стабильность образующегося геля, что видно по данным, приведенным в табл. 2.

Для экспериментальной проверки преимуществ предложенного технического решения перед известным составом в сопоставимых условиях были проведены опыты по оценке гелеобразующих свойств состава (пример 1, табл.2) и изучены водоизолирующие свойства на водонасыщенных моделях пластов (пример 2, табл. 3).

П р и м е р 1. Гелеобразующая способность состава.

Раствор хлористого кальция плотностью 1,18 г/см³ (концентрация 20 мас.) разливают по 5 см³ в химические пробирки емкостью 20 см³. Затем добавляют 5 см³ водного раствора полимера Гивпан соответствующего качества (ТУ 49560-04-02-90, рецептура 2) с содержанием последнего 0,05; 0,5; 5; 8; 9; 10 мас. Содержимое пробирки перемешивают и оставляют в вертикальном положении на 1 ч, после чего замеряют объем образовавшегося геля и общий объем раствора. Гелеобразующую способность состава оценивают отношением объема геля к общему объему раствора (Д). Через 24 ч измерения повторяют.

Для оценки термической устойчивости образовавшихся гелей пробирки с составом помещают в термостат и выдерживают 6 ч при 80^оС, после чего оценивают Д аналогично описанному выше.

Параллельно проводились опыты с составом-прототипом, куда входят Гипан и раствор хлористого кальция плотностью 1,18 г/см³ (концентрация 20 мас.).

Результаты опытов при различных плотностях сшивающего компонента и различной концентрации полимеров приведены в табл.2.

Из табл. 2 видно, что по гелеобразующим свойствам предлагаемый состав значительно превосходит прототип. К примеру, при концентрации полимера Гивпан 8 мас. и плотности сшивающей добавки 1,18 г/см³ доля геля в общем объеме раствора Д составляет 0,95, тогда как в случае полимера Гипан с такой же концентрацией 8 мас. и той же плотностью сшивающего раствора Д равно 0,60.

Преимущество предлагаемого состава проявляется также при термической обработке. Для состава на основе Гивпана после выдержки при 80^оС в течение 6 ч и суточного покоя величина Д равна 0,88, т.е. снизилась на 7,4% а для прототипа в тех же условиях снизилась на 10% и составляет 0,54.

П р и м е р 2. Водоизолирующие свойства состава на водонасыщенных моделях пласта.

Водоизолирующие свойства предлагаемого состава определяют на песчаном керновом материале продуктивных пластов различных месторождений, отличающихся по проницаемости. Длина пористой среды 5 см, диаметр 3 см. Опыты по фильтрации проводились при температуре 25^оС и давлении 11 МПа. Сначала через керновую модель фильтровалась вода, при этом фиксировалась проницаемость по воде К₁. Затем в модель закачивался состав в количестве 0,15 порового объема модели. Для обеспечения смешения компонентов состава непосредственно в пористой среде закачку осуществляли последовательно отдельными подоторочками. Сначала закачивали 0,05 порового объема раствора хлористого кальция плотностью 1,02-1,18 г/см³, затем 0,05 порового объема раствора полимера Гивпан 0,15-8% концентрации, далее вторую подоторочку раствора хлористого кальция 0,10 порового объема модели. После завершения закачки состава возобновляли фильтрацию воды и определяли проницаемость К₂ после воздействия. Фактор остаточного сопротивления Р_ост. находили как отношение проницаемостей по воде до и после воздействия составом: R_ост. К₁/К₂.

Аналогично проводили эксперимент с известным составом (про прототипу).

Водоизолирующие свойства состава приведены в табл. 3.

Результаты фильтрационных опытов на кернах с различной проницаемостью и концентрацией компонентов состава приведены в табл.3. Из нее видно, что по водоизолирующим свойствам предлагаемый состав превосходит известный: для предлагаемого состава R_ост. в пределах 2,5-11 против 1,1-2.1.

Из примеров 1 и 2 и табл. 2 и 3 видно, что оптимальные пределы концентрации полимера заключены в заявляемом интервале от 0,05 до 8 мас. При концентрации полимера меньше нижнего заявляемого предела (0,05 мас.) и плотности раствора сшивающей добавки ниже 1,02 г/см³ состав не эффективен из-за недостаточного водоизолирующего действия. При концентрации полимера выше заявляемого предела (8 мас.) независимо от плотности сшивающего компонента объем образующегося геля снижается (табл.2), что объясняется снижением его набухаемости в результате уплотнения.

Для проверки того, что предложенное техническое решение отвечает решаемой задаче позволяет увеличить охват пластов заводнением и повышает нефтеотдачу пластов, были проведены промысловые эксперименты по применению предлагаемого состава на месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья (примеры 3,4).

П р и м е р 3. Реализация предложенного технического решения на месторождениях Западной Сибири.

Для проведения промыслового эксперимента выбрана нагнетательная скважина N 1795 Южно-Балыкского месторождения ПО "Юганскнефтегаз". Объектом эксплуатации на месторождении является пласт БС₁₀, введен в разработку в 1976 г. Продуктивная залежь находится на глубине от 2440 м и представлена мелкозернистым песчаником. Проницаемость пласта имеет пределы изменения от 0,0012 до 4,505 мкм² при среднем значении 0,115 мкм². Коэффициент расчлененности (число пропластков, отличающихся геолого-физическими параметрами) 9,3, пластовая температура 82^оС. Плотность и вязкость добываемой нефти равны 0,804 г/см³ и 2,79 мПас соответственно. Разработка месторождения осуществляется методом заводнения. В скважину 1795 закачивается пресная вода. Приемистость скважины до воздействия составом равна 700 м³/сут. В очаге нагнетательной скважины 1795 эксплуатируются пять гидродинамически связанных с ней добывающих скважин (NN 1691, 1796, 3901, 3905, 3907). Средние суммарные показатели работы этих скважин за 6 мес (с марта по сентябрь 1992 г.) до воздействия предлагаемым составом следующие: дебит по нефти 2,60 тыс. т нефти в месяц, обводненность добываемой жидкости 75,3 мас. причем имеет тенденцию к повышению обводненности.

В сентябре 1992 г. в скважину 1795 закачан предлагаемый состав на основе по- лимера Гивпан (ТУ 49560-04-02-90) и раствора хлористого кальция. Для повышения эффективности воздействия состава компоненты закачивались отдельными оторочками в следующей последовательности: закачка (7,5 м³) раствора хлористого кальция плотностью 1,25г/см³, закачка (7,5 м³) буферного объема пресной воды, закачка 30 м³ раствора полимера Гивпан концентрацией 4 мас. закачка (7,5 м³) второго буферного объема пресной воды, закачка (7,5 м³) раствора CaCl₂ с той же плотностью. Осуществлялась продавка состава в призабойную зону пласта 30 м³ пресной воды. Буферные объемы пресной воды необходимы для предотвращения образования геля в НКТ и забое скважины. После закачки состава и продавки в ПЗП пресной воды скважина останавливалась на реагирование компонентов в течение 3 сут. По истечении этого времени скважина 1795 пущена под закачку пресной воды. Средние показатели работы добывающих скважин первого ряда за 6 мес. после воздействия составом (с октября 1992 г. по март 1993 г.) следующие: дебит по нефти 2,95 тыс.т в месяц, обводненность добываемой жидкости 74 мас. причем стабилизировалась на этом уровне. Расчет дополнительной добычи нефти на пяти скважинах первого ряда по интегральным характеристикам вытеснения по уравнению Б.Ф.Сазонова (Q_н А+Вl_nQ_ж) показывает, что за счет изменения условий вытеснения технологический эффект за этот период составляет 3,57 тыс.т нефти.

Промысловый эксперимент, таким образом, подтверждает возможность успешного применения предложенного состава для увеличения добычи нефти на месторождениях Западной Сибири.

П р и м е р 4. Реализация предложенного технического решения на месторождениях Урало-Поволжья.

Промысловый эксперимент проводился на нагнетательной скважине N 3275 Бураевской площади Арланского месторождения ПО "Башнефть". Оъектом эксплуатации на Бураевской площади является пласт С_П терригенных отложений нижнего карбона, введен в разработку в 1983 г. Продуктивная залежь находится на глубине 1208-1216 м и представлена кварцевым песчаником. Проницаемость пласта имеет диапазон изменения от 0,004 до 3,152 мкм² при среднем значении 0,827 мкм². Пластовая температура 24^оС, добываемая нефть имеет вязкость 37,4 мПас и плотность 0,959 г/см³. Разработка месторождения осуществляется методом заводнения. В скважину 3275 закачивается минерализованная нефтепромысловая (подтоварная) вода хлоркальциевого типа с плотностью 1,152 г/см³ и содержанием ионов кальция 18,7 г/дм³ и магния 5,2 г/дм³. Приемистость скважины 3275 до воздействия составом была 400 м³/сут. Очаг нагнетательной скважины 3275 в первом ряду включает три добывающие скважины (NN 3274, 3292, 3269). Средние суммарные показатели работы этих скважин до воздействия (с мая по октябрь 1992 г.) предлагаемым составом следующие: дебит по нефти 62 т в месяц, обводненность добываемой жидкости 77,4 мас. причем продукция скважин 3274 и 3269 обводнена более чем на 95% а обводненность продукции скважины 3292 35 мас. но имеет тенденцию к быстрому повышению.

В ноябре 1992 г. в скважину 3275 закачан предлагаемый состав на основе полимера Гивпан. В качестве сшивающего агента использовалась минерализованная закачиваемая вода. Закачка состава осуществлена в следующей последовательности. После прекращения закачки минерализованной воды закачан буферный объем (7,5 м³) пресной воды, затем 20 м³ раствора полимера Гивпан концентрацией 4 мас. После полимерного раствора закачан второй буферный объем пресной воды (7,5 м³). После этого состав продавлен в призабойную зону пласта и скважина остановлена на реагирование в течение 3 сут. По истечении этого времени скважина 3275 пущена под закачку минерализованной воды.

Средние показатели работы добывающих скважин первого ряда за 3 мес. после воздействия составом (с декабря 1992 г. по март 1993 г.) следующие: дебит по нефти 167,2 т в месяц, обводненность скважин 3274 и 3269 не более 90 мас. и стабилизировалась, а обводненность скважины 3292 к марту 1993 г. снизилась до 28,7 мас. Расчет дополнительной добычи нефти по характеристике вытеснения аналогично примеру 3 показывает, что за счет изменения условий вытеснения технологический эффект за 3 мес после применения состава равен 521 т нефти.

Результаты данного промыслового эксперимента показывают возможность успешного применения предложенного состава на месторождениях, где осуществляется закачка минерализованной нефтепромысловой воды.

Таким образом, в примере 1 и табл. 2 показано, что преимущество предлагаемого состава по сравнению с известным заключается в более высокой гелеобразующей способности и повышенной термической устойчивости образуемых им гелей, что приводит к существенному повышению водоизолирующих свойств предлагаемого состава (пример 2, табл.3).

Примеры 3 и 4 подтверждают, что применение предложенного состава позволяет увеличить охват пластов заводнением, повышает нефтеотдачу пластов, в том числе и на месторождениях с повышенной внутрипластовой температурой, что, в конечном итоге, приводит к повышению добычи нефти.

Ожидаемый удельный технологический эффект от применения состава на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири составляет не менее 50-100 т дополнительно добытой нефти на 1 т использованного состава.

Техническое осуществление предложенного решения отличается малой трудоемкостью. В 1993-1995 г.г. предполагается расширенное применение предложенного состава для повышения нефтеотдачи на месторождениях ПО "Юганскнефтегаз" и ПО "Башнефть".