состав для регулирования разработки нефтяных месторождений

Формула изобретения

Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий экзополисахарид, содержащий 1-30 вес. % уроновых кислот и продуцируемый Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, хромкалиевые квасцы и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ из класса этоксилированных эфиров сорбитана общей формулы



где +x+y+z= 20,

R - монолаурат, монопальмитат, моноалеат, триолеат, линолеат, при соотношении компонентов в составе, мас. %:

Указанный экзополисахарид - 0,001-1,0

Хромкалиевые квасцы - 0,002-0,04

Указанное ПАВ - 0,02-0,1

Вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к скважинной разработке нефтяных месторождений.

Известна гелеобразующая композиция для обработки нефтяных скважин, содержащая простой эфир целлюлозы, неорганическую соль трехвалентного хрома, в частности, хромкалиевые квасцы, щелочь и воду (авт. св. СССР 1392077). В качестве простого эфира используется оксиэтилцеллюлоза, глицидированная оксиэтилцеллюлоза или смесь карбоксиметилцеллюлозы с оксиэтилцеллюлозой и дополнительно натриевая или калиевая соль соляной или азотной кислот и натриевая или калиевая соль ортофосфорной кислоты.

Основным недостатком известной композиции является ее сложность, трудоемкость получения и дороговизна. Кроме того, мгновенное после смешения компонентов гелеобразование исключает закачку указанной композиции в низкопроницаемые глубоко залегающие коллекторы.

Для изоляции притока пластовых вод в скважину используются биополимеры, например растворы гетерополисахарида, продуцируемого Xanthomonas campestris (авт.свид. СССР 1051226) Acinetobacter sp (авт. св. СССР 1726732).

Известные гетерополисахариды, в т.ч. ксантан, не обеспечивают требуемого изменения фильтрационного сопротивления при всем многообразии геологофизических условий.

Известен состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий водный раствор полиакриламида и в качестве сшивающего агента хромкалиевые квасцы (авт. св. СССР 985255).

Однако этот состав недостаточно эффективен при низких концентрациях полимера и вследствие активной адсорбции катиона хрома на пороге при высокой концентрации полимера, приводящей к снижению прочности сшитого полимера.

Близким техническим решением к предлагаемому изобретению является состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий экзополисахарид, содержащий 1-30 вес.% уроновых кислот и продуцируемый Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, хромкалиевые квасцы и воду (пат. РФ 2107811). Соотношение компонентов в составе, мас.%:

Экзополисахарид - 0,001 - 1,0

Хромкалиевые квасцы - 0,002 - 0,04

Вода - Остальное до 100%

Однако этот состав недостаточно эффективен, т.к. при высокой концентрации полимера, сшитого хромкалиевыми квасцами, состав при закачке в пласт обладает пониженной прочностью и хрупкостью.

Цель данного изобретения - улучшение реологических свойств состава, повышение эластичности состава, что в свою очередь приводит к его прочности.

Поставленная цель достигается тем, что состав по прототипу дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ из класса этоксилированных эфиров сорбитана общей формулой



где +x+y+z =20;

R - монолаурат, монопальмитат, моноалеат, триолеат, линолеат.

При этом соотношение компонентов в составе следующее, мас.%:

Указанный экзополисахарид - 0,001 - 1,0

Хромкалиевые квасцы - 0,002 - 0,04

Указанное ПАВ - 0,02 - 0,1

Вода - Остальное до 100%

Использование предложенного ПАВ позволяет получить очень прочную, эластичную и объемную структуру, причем изменяя соотношения компонентов, входящих в заявляемый состав, позволяет регулировать время образования эластичной объемной структуры в широком диапазоне изменений геолого-физических условий пласта.

Экзополисахарид, содержащий 1-30 вес.% уроновых кислот и продуцируемый Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, обладает высокими гелеобразующими свойствами, которые к сожалению не удается сохранить при повышенных температурах и больших напряжениях сдвига.

Устранить этот недостаток позволило использование в составе ПАВ указанной формулы, за счет которого произошла сшивка полимерных молекул с молекулами квасцов с образованием в растворе очень эластичной и разветвленной сетки.

Предлагаемое техническое решение иллюстрируется следующими примерами

Пример 1

Предварительно осуществляют известным способом биосинтез экзополисахарида с содержанием уроновых кислот в интервале 1-30% с помощью штамма Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости (пат. РФ 2073712).

Пример 2

Приготовление состава в лабораторных условиях осуществляли следующим образом: в стеклянный стакан с мешалкой наливали культуральную жидкость экзополисахарида из примера 1 и воду. После тщательного перемешивания в стакан добавляли одновременно требуемое количество хромкалиевых квасцов и ПАВ. Снова перемешивали до получения однородной массы. Приготовленный таким образом состав разделяли на две части:

первую термостатировали при 20^oC, а вторую при 60^oC. После окончания гелеобразования определяли предельное напряжение сдвига на приборе Rhcogel-90M.

Примеры предлагаемых составов и результаты испытаний приведены в таблице.

В промысловых условиях наиболее наглядным доказательством успешности работы изоляционного состава может явиться либо изменение обводненности добываемой продукции (при обработке добывающей скважины), либо изменение профиля приемистости (при обработке нагнетательной скважины) при закачке составов с последующим снижением обводненности жидкости в добывающих скважинах.

Приготовление раствора заявляемого состава на промысле осуществляли в емкостях цементировочного агрегата, подсоединенного к нагнетательной скважине и снабженного насосами для перемешивания. После получения однородной массы насосом доводят полученный раствор через колонну насосно-компрессорных труб до забоя скважины и продавливают его в пласт. В качестве продавочной жидкости использовали пресную воду.

Проведенные опытные закачки на месторождении в Татарии показали, что применение предложенных составов обеспечивает при обработке добывающих скважин дополнительную добычу нефти в количестве 250 т/на 1 т закаченного состава, при обработке нагнетательных скважин - перераспределение в профиле приемистости и снижении обводненности в добывающих скважинах на 10-40%.