Реагент для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин (варианты)

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов, в частности для неоднородных пластов на поздней стадии эксплуатации месторождения. Техническим результатом является создание реагента на основе глинопорошка с оптимальным содержанием щелочного компонента, в присутствии которого улучшаются основные технологические параметры: степень набухания, повышение отмывающей способности фильтратов водных растворов реагента путем снижения межфазного натяжения на границе с углеводородами при одновременном увеличении охвата пластов воздействием. Реагент для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин содержит, маc.ч.: тринатрийфосфат 1, глинопорошок 4. Реагент для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин содержит, маc.ч.: тринатрийфосфат 1, глинопорошок 3,96-3,98, полимер 0,02-0,04. 2 с.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов, в частности для неоднородных пластов на поздней стадии эксплуатации месторождения.

Известен нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов, содержащий карбоксиметилцеллюлозу и сшитый полиакриламид [1].

Недостатком данного реагента является его высокая стоимость и недостаточная эффективность ввиду отсутствия у его фильтрата смачивающей и отмывающей способности.

Известен состав для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий щелочь и глинистую суспензию [2].

Недостатком данного состава является очень низкая фильтруемость в пласт, так как закачиваемый состав представляет собой суспензию с высокой плотностью и высокой вязкостью, в результате чего раствор проникает на незначительную глубину и не может образовать экрана, влияющего на перераспределение потоков в пласте.

Задачей изобретения является создание реагента на основе глинопорошка с оптимальным содержанием щелочного реагента, в присутствии которого улучшаются основные технологические параметры: степень набухания, повышение отмывающей способности фильтратов водных растворов реагента путем снижения межфазного натяжения на границе с углеводородами, при одновременном увеличения охвата пластов воздействием.

Поставленная задача решается реагентом для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающим щелочь и глинопорошок (ГП), согласно изобретению в качестве щелочи содержащим тринатрийфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: Тринатрийфосфат - 1 Глинопорошок - 4 и реагентом для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающим щелочь и глинопорошок, согласно изобретению в качестве щелочи содержащим тринатрийфосфат и дополнительно содержащим полимер при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: Тринатрийфосфат - 1 Глинопорошок - 3,96-3,98 Полимер - 0,02-0,04 При этом в качестве полимера используют анионактивные полимеры марки "Праестол-2540 TR", ПАА-ГС, Акотрол С-622.

Полимеры марок "Праестол" представляют собой сополимер акриламида и акрилата натрия, полученный с использованием окислительно-восстановительных инициаторов. Компания ЗАО "Москва-Штокхаузен-Пермь" выпускает "Праестолы" двадцати марок, среди которых есть анионактивные полимеры, нейтральные и катионактивные.

Тринатрийфосфат (Nа₃РO₄) является третичной натриевой солью о-фосфорной кислоты. В водных растворах фосфаты гидролизуются. При этом растворы тринатрийфосфата характеризуются высокой щелочностью. Технический тринатрийфосфат выпускается промышленностью в больших объемах в виде порошка белого цвета, хорошо растворимого в воде.

Реагент готовится простым смешением сухих компонентов при соотношении компонентов ГП:тринатрийфосфат 4:1. Для приготовления состава с необходимыми технологическими параметрами для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин достаточно добавить в воду 5,0-10,0% заявляемого реагента. Раствор с 5% концентрацией содержит 1,0% Na₃PO₄H 4% ГП, раствор с 10% концентрацией заявляемого реагента содержит 2% Nа₃РO₄ и 8% ГП.

Для установления эффективности реагента определяли основные технологические параметры, характеризующие качество состава, приготовленного на основе заявляемого реагента: степень набухания (увеличение объема глинистого минерала), межфазное натяжение и отмывающую способность фильтратов глинистой суспензии.

Растворы готовят следующим образом.

Навеску сухого реагента растворяют в технической или подтоварной воде и выдерживают при температуре пласта (20-100^oС) в течение нескольких часов, достаточных для полного набухания глинистого минерала. Результаты исследований проиллюстрированы на представленном графике, где хорошо видно, что максимальное набухание глины достигается при концентрации щелочи 1-2% Nа₃РO₄ и при содержании 2-10% ГП.

Межфазное натяжение растворов предлагаемого реагента на границе с нефтью определялось методом отрыва капли. Определена набухающая способность фильтратов растворов, приготовленных из предлагаемого реагента, методом центрифугирования (модель центрифуги ВТ, 2500 об/мин). Для этого 5 г нефтенасыщенного керна помещают в градуированную пробирку и наполняют до отметки фильтратом глинистой суспензии. Количество отмытой нефти замеряют по градуированной шкале.

Результаты исследований, приведенные в табл. 1, показывают, что минимальное значение межфазного натяжения достигается при концентрации 1-2% Nа₃РO₄ и составляет 1,1-1,5 мН/м² (по прототипу 8,5-11,2), относительная отмывающая способность - 60% (по прототипу 45%).

Использование реагента для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин в пластах с высокой проницаемостью будет более эффективно при добавлении в него 0,02-0,04 маc.ч. анионактивного полимера "Праестол-2540 TR", ПАА-ГС, Акотрол С-622.

Реагент готовится простым смешением сухих компонентов, например, при соотношении ГП:тринатрийфосфат:полимер 3,96:1:0,04. Для приготовления состава с необходимыми технологическими параметрами достаточно добавить в воду 5,0-10,0% заявляемого реагента. Раствор с 5% концентрацией содержит 1,0% Nа₃РO₄, 3,99% ГП и полимера 0,005%, раствор с 10% концентрацией заявляемого реагента содержит 2% Na3P04 и 7,98% ГП и полимера 0,01%.

При этом происходит сшивка полимеров глинистых частиц, имеющих свободные катионы, структура которых приобретает устойчивость к размыванию и при этом увеличивается объем изолирующего материала (см. табл. 2). Реагент для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин имеет улучшенные технологические параметры: высокую набухаемость, низкое межфазное натяжение на границе с углеводородами, повышенную отмывающую способность.

Предлагаемый реагент технологичен, удобен для использования в промысловых условиях, так как отличается простотой приготовления; компоненты, входящие в его состав, имеют низкую гигроскопичность и, в результате, продолжительный срок хранения; безвреден для окружающей среды.

Предлагаемый реагент позволит создать прочный экран и повысить нефтеотдачу пластов за счет перераспределения потоков вытесняющего агента и вовлечения в разработку неохваченных ранее зон пласта, а также за счет доотмыва остаточной нефти фильтратом, имеющим хорошую отмывающую способность.

Источники информации 1. Патент РФ 2159325, МПК Е 21 В 43/22, 2000 г.

2. Патент РФ 2142558, МПК Е 21 В 43/32, 33/138,1999 г. - прототип.

Формула изобретения

1. Реагент для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий щелочной компонент и глинопорошок, отличающийся тем, что в качестве щелочного компонента реагент содержит тринатрийфосфат при следующем соотношении компонентов, маc. ч. :
Тринатрийфосфат - 1
Глинопорошок - 4
2. Реагент для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий щелочной компонент и глинопорошок, отличающийся тем, что в качестве щелочного компонента реагент содержит тринатрийфосфат и дополнительно содержит полимер при следующем соотношении компонентов, маc. ч. :
Тринатрийфосфат - 1
Глинопорошок - 3,96-3,98
Полимер - 0,02-0,04

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2