Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения добычи нефти на нефтяных месторождениях. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия гелеобразующего состава, расширение области применения и удешевления состава. Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий полимер акрилового ряда - гивпан - гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила, щелочной реагент и сшивающий агент, в качестве сшивающего агента содержит дистиллерную жидкость при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: указанный гивпан 0,1-10,0, щелочной реагент 0,01-10,0, дистиллерная жидкость остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения добычи нефти на нефтяных месторождениях.

Известен состав для изоляции пластовых вод и увеличения добычи нефти на основе гипана с добавкой в качестве сшивателя раствора хлористого кальция или минерализованной или пластовой воды (Шумилов В.А., Юсупов И.Г., Санников С. Г. Применение гипана для ограничения обводнения скважин и регулирования заводнения коллекторов. // Нефтяное хозяйство, 1973, 3, с. 60-63). Однако применение состава на основе гипана недостаточно эффективно, так как ограничивает применение состава на нефтяных месторождениях со слабой минерализацией пластовых вод из-за неполной коагуляции гипана и ранней деструкции образовавшегося геля.

Известен гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов, содержащий полимер акрилового ряда, гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила и сшивающий агент (пат. РФ 2058479, Е 21 В 43/22, 1993 г.).

Однако применение состава ограничено на месторождениях со слабой минерализацией пластовых вод, а использование хлорида кальция способствует увеличению стоимости состава. Кроме того, образовавшийся в водопроводящих каналах пласта гелеобразный осадок подвергается ранней деструкции, что также снижает конечную эффективность.

Наиболее близким аналогом является гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий, мас.%: полимер акрилового ряда - гивпан - гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила 1,0-5,0, силикат натрия (щелочной реагент) 0,33-3,0, хлористый кальций (сшивающий агент) 2,0-5,0, воду - остальное (см., например, пат. РФ 2064571, E 21 В 33/138, 1996 г.).

Задача предлагаемого изобретения - увеличение добычи нефти на нефтяных месторождениях.

Техническим результатом является повышение эффективности воздействия гелеобразующего состава, расширение области применения и удешевление состава.

Технический результат достигается тем, что гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий полимер акрилового ряда - гивпан - гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила, щелочной реагент и сшивающий агент, в качестве сшивающего агента содержит дистиллерную жидкость при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Указанный гивпан - 0,1-10,0 Щелочной реагент - 0,01-10,0 Дистиллерная жидкость - Остальное Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав отличается от известного введением новых компонентов, а именно: дистиллерной жидкости в качестве сшивающего агента и щелочного реагента, таким образом заявляемое изобретение отвечает критерию "новизна".

Введение в предлагаемый состав новых реагентов дистиллерной жидкости и щелочи способствует, с одной стороны, увеличению объема образовавшегося гелевого осадка в результате выпадения дополнительного осадка гидроксида кальция, карбоната кальция и флокуляции их частиц макромолекулами полимера Гивпан, с другой стороны, повышает устойчивость образовавшегося гелевого осадка в результате образования "сшитых" структур. В водопроводящих каналах пласта образовывается увеличенный по сравнению с известным составом объем устойчивого к размыву гелевого осадка, который в большей степени способствует повышению охвата пласта воздействием и ограничению водопритока к добывающим скважинам, что в итоге приводит к увеличению добычи нефти.

Из существующего уровня техники не известно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый состав для увеличения добычи нефти, обеспечивают указанные свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила выпускаются Уфимским ПО "Химпром" по ТУ 49560-04-02-90, рецептура 1.2 под названием Гивпан. Представляет собой однородную вязкую массу. Водородный показатель рН 12...14. Условная вязкость при 20^oС, сек - 180±20. Плотность гивпана при 20^oС, кг/м³ - 1060-1150.

В качестве щелочных реагентов может быть применен натр едкий технический по ГОСТ 2263-79 или 11078-78, стекло жидкое натриевое по ГОСТ 13078-81, или водные растворы силикатов по ГОСТ 13078-81, или водные растворы силикатов натрия по ТУ 2145-014-13002578-94.

Присутствие в составе дополнительно щелочи увеличивает объем образовавшегося геля в результате выпадения дополнительного осадка гидроксида кальция и флокуляции его частиц макромолекулами полимера Гивпан. Под микроскопом обнаружено, что размеры флокулированных частиц геля достигают от 50 до 180 мк.

Используемая в качестве сшивателя карбонизированная дистиллерная жидкость (ДЖ) - отход содового производства, выпускается по ТУ 2152-032-00204872-97. Физико-химические показатели ДЖ приведены в таблице 1.

Дистиллерная жидкость содержит в составе гидроксид кальция Са(ОН)₂ и соли кальция СаСО₃, CaCl₂, CaSO₄. Известно использование дистиллерной жидкости в способе добычи нефти из пласта (патент РФ 2158822, Е 21 В 43/22, 2000 г.).

Для оценки преимуществ предлагаемого технического решения перед известным составом были проведены опыты по изучению гелеобразующих (примеры 1, 2) и водоизолирующих свойств состава (примеры 3, 4).

Пример 1 (известный).

В 3 мерные пробирки разлили по 5 мл раствора хлористого кальция плотностью 1,134 г/см³ и по 5 мл водного раствора гивпана с одержанием 0,1; 8 и 10 мас. %. После тщательного перемешивания оставляют пробирки на 2 часа, после чего замеряют объем образовавшегося гелевого осадка и общий объем раствора. Гелеобразующую способность состава оценивают отношением объема геля-осадка к общему объему раствора (D). Через 48 часов измерение повторяют. Результаты опытов приведены в таблице 2.

Результаты опытов 1-3 свидетельствуют о том, что объемная доля гелевого осадка в растворе составляет через 2 часа 0,35...0,6, а через 48 часов от 0,2 до 0,5.

Пример 2 (предлагаемый).

В 5 мерных пробирок разлили по 5 мл дистиллерной жидкости плотностью 1,125 г/см³, по 4 мл полимера Гивпан с массовой концентрацией 0,1; 0,5; 6; 8; 10% и по 1 мл гидроксида натрия с массовой концентрацией 0,01; 0,05; 0,6; 8; 10%. Замерили объем гелевого осадка через 2 часа и через 48 часов. Результаты опыта приведены в таблице 2 (оп. 4-8).

Объемная доля гелевого осадка в растворе составляет через 2 часа 0,4... 0,8, через 48 часов 0,38...0,79.

Результаты опытов показывают, что в предлагаемом составе образовавшийся гелевый осадок более устойчив, так как через 48 часов объем осадка практически меняется от 1,2 до 5%, тогда как в известном составе объем гелевого осадка через 48 часов уменьшился на от 16,7 до 42%. Таким образом, гелеобразующая способность предлагаемого состава через 2 часа воздействия выше по сравнению с известным в 1,3 раза, через 48 часов - в 1,7 раза.

Для определения водоизолирующих свойств и эффективности снижения проницаемости обводненного пласта предлагаемым и известным составом проведены лабораторные исследования с использованием насыпной модели пласта.

Пример 3 (известный). Для проведения фильтрации использовали насыпную модель пласта длиной 6 см и диаметром 4 см. В качестве пористой среды использовали кварцевый песок. Объем перового пространства составляет 15 см³.

Снижение проницаемости определяют по величине остаточного фактора сопротивления (R_ост): где K₁ - начальная проницаемость образца, мкм² (до воздействия); К₂ - конечная проницаемость образца, мкм² (после воздействия).

Через насыпную модель фильтруют минерализованную пластовую воду плотностью 1117 кг/см³ до стабилизации перепада давления и определяют начальную проницаемость по воде (K₁=2,150 мкм²), закачивают 0,3 порового объема образца водного раствора гивпана с массовой концентрацией 8%.

После завершения фильтрации возобновляют процесс фильтрации пластовой воды и определяют конечную проницаемость образца (К₂=1,08 мкм²). По формуле 1 определяют остаточный фактор сопротивления (R), который равен 2.

Пример 4 (предлагаемый состав).

Фильтрацию проводят через насыпную модель с теми же размерами, что и в примере 3. Предварительно фильтруют пластовую воду плотностью 1117 кг/м³ для стабилизации перепада давления. Определяют начальную проницаемость модели (K₁= 2,42 мкм²), затем закачивают 0,3 порового объема ДЖ, едкого натра и 0,3 порового объема гивпана с концентрацией 8 мас.%. Возобновляют фильтрацию воды и определяют конечную проницаемость (К₂=0,50 мкм²), т.е. остаточный фактор равен 4,8. Результаты опытов свидетельствуют о том, что по водоизолирующим свойствам предлагаемый состав превосходит известный, т.к. остаточный фактор сопротивления для предлагаемого состава в 2,4 раза выше.

Технико-экономические преимущества предлагаемого состава (перед прототипом): - более дешевый состав; - превосходит по гелеобразующим свойствам известный состав;
- гелевый осадок не подвергается ранней деструкции;
- превосходит по водоизолирующим свойствам.

Таким образом, заявляемый состав в большей степени способствует увеличению добычи нефти на нефтяных месторождениях и позволяет квалифицированно использовать отходы химических производств.

Формула изобретения

Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий полимер акрилового ряда - гивпан - гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила, щелочной реагент и сшивающий агент, отличающийся тем, что он в качестве сшивающего агента содержит дистиллерную жидкость при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Указанный гивпан - 0,1-10,0
Щелочной реагент - 0,01-10,0
Дистиллерная жидкость - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2