состав для блокирования водоносных пластов

Формула изобретения

1. Состав для блокирования водоносных пластов, включающий жидкофазный полимер в инертной углеводородной жидкости-носителе и наполнитель, отличающийся тем, что в качестве жидкофазного полимера используют эмульсию полимера производства фирмы SNF S.A.S серии ЕМ 140-1540, в качестве углеводородной жидкости-носителя - смесь спирта и безводной нефти в соотношении 1:8-1:15, а в качестве наполнителя - предварительно пропитанное спиртом раздробленное вещество на растительной основе с размерами частиц, соизмеримыми с размерами пор пласта: древесные опилки или лигнин гидролизный - отход при гидролизе щепы и опила при следующем соотношении мас.%:

Эмульсия полимера	5-20
Наполнитель	1-15
Жидкость-носитель	Остальное

2. Состав для блокирования водоносных пластов по п.1, отличающийся тем, что в качестве спирта для пропитки наполнителя используют метиловый, этиловый бутиловый спирты, этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоль.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способствующим блокированию и ограничению водопритока в добывающие скважины как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен состав на основе способа изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий смесь нефти, порошкообразного полимера кислот акрилового ряда и гликоля (патент РФ № 2167282, МКИ Е21В 43/138).

К недостаткам состава относится низкая эффективность его при воздействии на обводненные коллектора вследствие того, что, как показали промысловые испытания, дисперсная полимерная система не может проникнуть в коллектора малой и средней проницаемости.

Известен также состав для блокирования водоносных пластов, включающий водорастворимый полимер акрилового ряда, регулятор гелеобразования, воду и наполнитель - древесные опилки, пропитанные жидким стеклом и те же опилки, пропитанные хлоридом трехвалентного металла (патент РФ № 2124622, МКИ Е21В 43/138).

К недостаткам состава относится отсутствие селективности состава вследствие наличия в нем воды, что при закачке такого состава в добывающие скважины может привести к блокированию нефтенасыщенных коллекторов и снижению дебитов нефти.

Наиболее близким по технической сущности является состав на основе способа разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий жидкофазный полимер, содержащий органический разбавитель и полиакриламид, в инертной углеводородной жидкости (патент РФ № 2162142, МКИ Е21В 43/22).

К недостаткам этого состава относится то, что при длительной разработке месторождения заводнением часть пор пласта вследствие продвижения по ним больших объемов воды становятся резко гидрофильными, что препятствует внедрению в такие поры гидрофобного состава на основе нефти, который в первую очередь заходит в нефтенасыщенные коллектора, изолируя их. Кроме того, при взаимодействии такого состава с высокоминерализованными пластовыми водами образуется гель недостаточной прочности.

Целью изобретения является увеличение эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта за счет увеличения блокирующего эффекта обводненных высокоминерализованной водой пор пласта и повышения степени охвата гидрофильных коллекторов селективным воздействием. Поставленная цель достигается тем, что в составе для блокирования водоносных пластов, включающем жидкофазный полимер в инертной углеводородной жидкости-носителе и наполнитель, в качестве жидкофазного полимера используют эмульсию полимера в соляном растворе, в качестве жидкости-носителя - смесь спирта и безводной нефти в соотношении 1:8-1:15, а в качестве наполнителя - предварительно пропитанное спиртом раздробленное вещество на растительной основе с размерами частиц, соизмеримыми с размерами пор пласта: древесные опилки или лигнин гидролизный - отход при гидролизе щепы и опила, при следующем соотношении мас.%:

эмульсия полимера	5-20
наполнитель	1-15
жидкость-носитель	остальное

При разработке нефтяных месторождений для вытеснения нефти из пласта в нагнетательные скважины обычно закачивают воду. Вследствие этого пластовые породы со временем становятся гидрофильными, и фазовая проницаемость по нефти в них резко уменьшается. Если в такие коллектора закачивать гидрофобный реагент, то он будет проникать только в гидрофобные нефтенасыщенные коллектора либо в поры с высокой проницаемостью. Для того чтобы предлагаемый водоизолирующий гидрофобный состав на основе безводной нефти внедрялся в гидрофильные водонасыщенные коллектора, в нефть по предлагаемому способу добавляют спирт, который относится к классу так называемых универсальных растворителей. Универсальные растворители обладают способностью растворяться как в воде, так и в нефти (см. напр., Л де Вергос «Борьба с выносом песка», «Газ, нефть и нефтехимия за рубежом» № 3, 1979, с.25-28). Благодаря этому предлагаемый водоизолирующий состав обладает промежуточной смачиваемостью к породе пласта между водой и нефтью и будет проникать как в гидрофильные, так и в гидрофобные коллектора. В то же время такой состав обладает селективностью, т.е. при взаимодействии с водой (в том числе высокоминерализованной) он образует гелеобразную систему и, соответственно, блокирует водонасыщенные гидрофильные коллектора, а с нефтью не взаимодействует и в последующем выносится из гидрофобных нефтенасыщенных коллекторов при освоении скважины. Как установлено нами на основании лабораторных экспериментов, при взаимодействии предлагаемого состава и воды любой минерализации образуется гетерогенная система, имеющая более высокую адгезию к порам пласта и обладающая более высоким блокирующим эффектом по сравнению с известными составами.

В качестве жидкофазного полимера используют получаемую осаждением эмульсию полимера в соляном растворе, представляющую собой устойчивую дисперсию микроскопических частиц полимера в концентрированном соляном растворе. В отличие от жидкофазного полимера (по составу, принятому нами за прототип), содержащего органический разбавитель и полиакриламид, предлагаемый жидкофазный полимер изготовлен на водной основе высокой минерализации, что способствует внедрению такого жидкофазного полимера в промытые водой гидрофильные коллектора.

В качестве наполнителя используют предварительно пропитанное спиртом раздробленное вещество на растительной основе с размерами частиц, соизмеримыми с размерами пор пласта: древесные опилки или лигнин гидролизный - отход при гидролизе щепы и опила. Древесные опилки и лигнин гидролизный являются природным составляющим древесины - полимером волокнистой структуры, представляющим собой набухаемый в воде материал. Согласно ТУ 06024-11-04-00 в состав лигнина входят лигнин технический (20-30%), двуокись кремния (до 10%), непрогидролизованная целлюлоза, минеральные вещества. Добавки диспергированных частиц лигнина гидролизного активируют связующее, повышая его адгезионную способность, что, соответственно, обеспечивает значительные силы сцепления. Таким образом, присутствие лигнина гидролизного в тампонирующей смеси способствует более высокой адгезии к породе пласта и увеличению прочностных свойств тампонирующего состава.

Предварительная пропитка наполнителя спиртом способствует созданию у него промежуточной фильности, что, в конечном счете, приводит к высокой адгезии его как к нефти, так и к воде и более высокой прочности образованной при взаимодействии предлагаемого состава и воды гетерогенной системы.

Для приготовления состава в качестве жидкофазного полимера используют эмульсию полимера в соляном растворе производства фирмы SNF S.A.S. (Франция «Emulsions. Dewatered emulsions. Product catalog. Water-soluble polymers, SNF FLOERGER») серии EM 140-1540 (сополимер акриламида и акрилата натрия), в качестве углеводородной жидкости-носителя - смесь спирта (метиловый, этиловый, бутиловый, этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоль) и безводной нефти, а в качестве наполнителя предварительно пропитанные спиртом - натуральные опилки осины, березы, сосны по ГОСТ 16361-87 или лигнин гидролизный - отход при гидролизе щепы и опила.

Используемый наполнитель по размеру своих частиц, составляющих 6-30 мкм ², соизмерим с размером пор пласта. Средний размер пор пласта в коллекторах различного типа колеблется от одного до 70 микрон (Тронов В.П. «Очистка вод различных типов для использования в системе ППД», Казань, ФЭН, 2001, с.4-9).

Состав готовят путем смешивания исходных материалов в определенном соотношении.

Эффективность предлагаемого состава была испытана в лабораторных условиях. Исследования проводили на линейных моделях пласта длиной 7 см, диаметром 2,7 см, заполненных песком диаметром 0,4-0,06 мм. Большой разброс размеров фракций песка способствовал созданию в модели каналов различной проницаемости.

Испытания проводили следующим образом. Определяли проницаемость модели по воде и воздуху, насыщали ее дистиллированной водой, а затем нефтью. Для создания модели обводненного нефтяного пласта через предварительно заполненную нефтью модель прокачивали воду до полного обесцвечивания конечного продукта на выходе модели. После этого в модель закачивали блокирующий состав, делали выдержку на реакцию в течение 24 часов и определяли давление прорыва модели пласта водой. При этом воду для определения давления прорыва подавали на выход модели, моделируя тем самым направление движения флюида пласт-скважина.

Для определения оптимального соотношения спирта и безводной нефти в углеводородной жидкости-носителе провели ряд лабораторных экспериментов. При этом количество эмульсии полимера в блокирующем составе было 10%, а наполнителя - пропитанных спиртом древесных опилок - 1%. В качестве спирта использовали диэтиленгликоль (ГОСТ 10136-77), а в качестве безводной нефти - товарную нефть Ромашкинского месторождения. Результаты приведены в табл.1.

Таблица 1
№ опыта	Соотношение: спирт - безводная нефть	Давление прорыва, МПа/м
1	1:18	14,3
2	1:15	15,05
3	1:12	15,0
4	1:8	15,1
5	1:5	15

Таким образом, установлено, что оптимальное соотношение спирта и безводной нефти в углеводородной жидкости - носителе составляет 1:8-1:15, т.к. при меньшем соотношении давление прорыва уменьшается, а при большем - не повышается. Наряду с диэтиленгликолем использовались следующие спирты (при оптимальном соотношении спирта и безводной нефти в углеводородной жидкости 1:8-1:15): метиловый - давление прорыва (МПа/м) (15,0-15,05), этиловый (15,01-15,04), бутиловый - (14,9-15,07), этиленгликоль (15,0-15,03), полигликоль (15,02-15,07).

Были проведены испытания по определению оптимальной величины эмульсии полимера в блокирующем составе. При этом соотношение спирта и безводной нефти в углеводородной жидкости - носителе составляло 1:8, а наполнителя - 3%.

Эксперименты проводили аналогично вышеприведенным исследованиям. Результаты опытов приведены в табл.2.

Таблица 2
№ опыта	Количество эмульсии полимера в блокирующем составе, %	Давление прорыва, МПа/м
1	3	14,4
2	5	15,0
3	12	15,1
4	20	15,05
5	25	15,1

Таким образом, оптимальная величина эмульсии полимера в блокирующем составе составляет 5-20%, т.к. при уменьшении этого количества давление прорыва снижается, а при увеличении - не возрастает.

Были проведены испытания по определению оптимальной величины наполнителя в блокирующем составе. При этом соотношение спирта и безводной нефти в углеводородной жидкости - носителе составляло 1: 10, а эмульсии полимера - 10%. В качестве наполнителя применяли предварительно пропитанный спиртом лигнин гидролизный - отход при гидролизе щепы и опила по ТУ 06024-11-04-00.

Эксперименты проводили аналогично вышеприведенным исследованиям. Результаты опытов приведены в табл.3.

Таблица 3
№ опыта	Количество наполнителя в блокирующем составе, %	Давление прорыва, МПа/м
1	0,5	14,4
2	1	14,9
3	8	15,1
4	15	15,2
5	20	15,2

Таким образом, оптимальная величина наполнителя в блокирующем составе составляет 1-15%, т.к. при уменьшении этого количества давление прорыва снижается, а при увеличении - не возрастает.

Были также проведены испытания с применением известного состава, принятого нами за прототип. При этом в качестве жидкофазного полимера использовали жидкофазный полиакриламид в органическом разбавителе, а состав блокирующей смеси был равным: жидкофазный полимер - 15%, нефть - 85%. При этом давление прорыва модели составило 13,3 МПа/м.

На основании проведенных исследований установлено, что предлагаемый состав позволяет увеличить давление прорыва на 14%.

Таким образом, при использовании предлагаемого блокирующего состава повышается надежность изоляции пластовых вод в результате увеличения закупоривающего эффекта. При применении предлагаемого состава проявляется синергетический эффект, который заключается в том, что за счет использования известных ингредиентов в предлагаемом составе не только увеличивается закупоривающий эффект (на 14% по сравнению с известным составом), но и при контакте предлагаемого состава с водой происходит эффективное гелеобразование независимо от минерализации пластовых вод. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию «изобретательский уровень».

По имеющимся у авторов сведениям совокупность существенных признаков, характеризующих сущность заявляемого изобретения, не известна на уровне науки и техники, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию «новизна».

Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения, может быть многократно использована в промышленности с получением технического результата, заключающегося в повышении эффективности блокирования обводненных коллекторов нефтяного пласта за счет увеличения изолирующего эффекта обводненных пор пласта и обуславливающего достижение поставленной цели, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию «промышленная применимость».