Состав для разработки обводненной нефтяной залежи

Авторы патента:

C09K8/508 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2757331:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Нефтесервискомплект" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с высокой пластовой температурой. Технический результат – повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности добываемой продукции. Состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой водный раствор гелеобразующей термотропной композиции в концентрации 5-15 мас.%. Гелеобразующая термотропная композиция содержит, мас.%: полиоксихлорид алюминия или пентагидроксихлорид алюминия 15-45; титановый коагулянт 5-25; карбамид 25-75; катионный полиакриламид 0,1-5. Степень ионного заряда катионного полиакриламида выше 30. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с высокой пластовой температурой.

При разработке залежей заводнением со временем происходит обводнение добываемой продукции из-за прорывов вытесняющего агента (воды) по наиболее проницаемым зонам в пласте. Для исключения такого явления проводят необходимые мероприятия по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен «ТЕРМОТРОПНЫЙ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ» RU 2557566 [1], включающий гидроксохлорид алюминия с водородным показателем рН его 1%-ного водного раствора не ниже 3,5 карбамид и полиэтиленоксид, тальк при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- гидроксохлорида алюминия	25-40,
- карбамид	60-75,
- полиэтиленоксид	0,1-0,2,
- тальк	1-4

Недостатком известного способа является низкая вязкость получаемого геля, а также низкая термостабильность геля при высокой температуре выше 80°C.

Известен «СОСТАВ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО РЕАГЕНТА ДЛЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕДОТОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ» RU 2529975 [2], содержащий соли алюминия и воду, соль уксусной кислоты ацетат натрия, и может содержать карбамид и мелкодисперсный полиакриламид с диаметром частиц 40-80 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- хлорид или полиоксихлорид алюминия	2,5-20,0,
- ацетат натрия	2,0-10,0,
- карбамид	0,0-30,0,
- мелкодисперсный полиакриламид с диаметром частиц 40-80 мкм	0,0-2,5,
- пресная или минерализованная вода	остальное

Недостатком данного гелеобразующего состава, содержащего мелкодисперсный анионный полиакриламид, является плохая растворимость анионного полиакриламида в водном растворе солей алюминия, наличие нерастворенных частиц полиакриламида не позволяет использовать данный состав в низкопроницаемых пластах и также данный состав обладает низкой термостабильностью при пластовой температуре выше 80°C.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является «Способ разработки нефтяного месторождения» RU 2716316 [3] путем закачки в нефтяной пласт водной суспензии реагента, включающего титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, гидроксохлорид алюминия и карбамид, закачивают 21-35 мас. % водной суспензии реагента следующего состава, мас. %:

- титановый коагулянт	30-60,
- гидроксохлорид алюминия	10-40,
- карбамид	30-60

Недостатком данного гелеобразующего состава, содержащего титановый коагулянт, является наличие в титановом коагулянте большого количества нерастворимых в воде компонентов, наличие нерастворенных частиц не позволяет использовать данный состав в низкопроницаемых пластах.

Изобретение направлено на создание термотропного гелеобразующего состава для разработки обводненной нефтяной залежи с низкой проницаемостью и высокой пластовой температурой.

Для решения поставленной задачи предлагается состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи, включающий закачку в пласт водного раствора композиции в концентрации 5-15 мас.%, содержащей, мас.%: полиоксихлорид алюминия или пентагидроксихлорид алюминия 15-45%, титановый коагулянт 5-25%, карбамид 25-75% и катионного полиакриламида со степенью ионного заряда выше 30 0,1-5,0%. При этом в процессе гидролиза солей алюминия при температуре помимо образования неорганического геля происходит сшивка катионного полиакриламида ионами алюминия. В результате чего образуется пространственная решетка из сшитого катионного полиакриламида, а нерастворимые компоненты титанового коагулянта выступают в роли армировочного материала. Это позволяет снизить содержание титанового коагулянта с 30-60% до 5-25% без ухудшения термостабильности и реологических свойств образующего геля. Снижение содержания титанового коагулянта позволяет снизить количество нерастворимых компонентов и, как следствие этого, позволяет расшить область применения термотропной композиции для низкопроницаемых пластов.

При реализации способа используют полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат-30 ТУ 2163-069-00205067-2007 либо аналог; карбамид ГОСТ 2081-2010, титановый коагулянт ТУ2163-001-87707082-2012 и катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30 производства Китай.

Осуществление изобретения

Для иллюстрации предлагаемого технического решения были приготовлены образцы термотропного состава.

Подготовленные образцы проходили испытания в термошкафу при температуре 90°C, что соответствует высоким пластовым температурам нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири. В качестве воды использовали модельную пластовую воду с минерализацией 21,4 г/л.

Результаты испытаний сведены в таблицу 1.

Результаты лабораторных исследований показали, что при температуре 90°C, при добавлении титанового коагулянта от 5 до 25% повышается термостабильность геля, а синерезис снижается до 15%.

Наиболее предпочтительное содержание титанового коагулянта не более 10%, выше увеличивается количество нерастворенных частиц, что усложняет процесс закачки состава в низкопроницаемые нефтяные залежи.

Диапазон содержания катионного полиакриламида 0.1-5%, при более низкой концентрации катионного полиакриламида эффект не значителен. Верхняя граница содержания катионного полиакриламида обусловлена вязкостью рабочих растворов, закачка таких растворов будет приводить к торцевой забивке низкопроницаемых пластов.

При замене полиоксихлорида алюминия на пентагидроксихлорид алюминия концентрация этого ингредиента не изменяется.

Концентрация закачиваемой гелеобразующей термотропной композиции зависит от коллекторских свойств пласта. Для изоляции низкопроницаемых пластов могут быть использованы более разбавленные растворы, для высокопроницаемых пластов – более концентрированные растворы. Наиболее предпочтительным диапазоном является концентрация термотропной гелеобразующей композиции от 5% до 15% в рабочем растворе.

Для определения эффективности предлагаемого способа определяли проницаемость насыпных моделей по воде, а также протяженность изоляционного экрана. Экспериментальные данные приведены в таблице 2.

Из таблицы 2 следует, что введение титанового коагулянта более 10% снижает протяженность изоляционного экрана, что свидетельствует о торцевой забивки и снижении проникающей способности термотропной композиции.

Пример реализации способа

Перед проведением изоляционных работ проводят комплекс гидродинамических исследований и определяют приемистость пласта при различных давлениях закачки.

Исходя из результатов исследований выбирают концентрацию реагента, необходимую для создания изолирующего экрана. Способ осуществляют с использованием стандартной промысловой техники. Перед закачкой готовят расчетное количество водного раствора термотропной композиции. Далее осуществляют закачку и оставляют скважину на технологическую выстойку в течение 24 ч. После технологической выстойки на скважине проводят гидродинамические исследования и исследования по определению профиля приемистости.

Реализация предлагаемого способа позволит за счет увеличения термостабильности геля повысить эффективность обработки нагнетательных скважин, повысить нефтеотдачу пласта и снизить обводненность добываемой продукции.

Состав для повышения нефтеотдачи пласта, представляющий собой водный раствор гелеобразующей термотропной композиции в концентрации 5-15 мас.%, содержащей, мас.%:

полиоксихлорид алюминия или пентагидроксихлорид алюминия	15-45
титановый коагулянт	5-25
карбамид	25-75
катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30	0,1-5

Похожие патенты:

Тампонажный материал // 2756993

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин. Целью изобретения является создание тампонажного материала, способного самовосстанавливаться после нарушения его целостности.

Способ выращивания растений на почвах тяжелого гранулометрического состава // 2756925

Изобретение относится к области сельского хозяйства. Способ включает введение в слой почвы минерального разрыхлителя в виде пропанта в количестве 150-450 т/га, вносимого в пахотный слой почвы в сухом виде россыпью под весеннюю или зяблевую вспашку на глубину 0-25 см.

Способ получения модифицированного лигносульфонатного реагента для обработки бурового раствора // 2756820

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов в различных горно-геологических условиях. Технический результат - эффективное снижение показателей условной вязкости и фильтрации, регулирование структурно-механических свойств буровых растворов, устойчивость к минеральной и температурной (до 220°С) агрессии и отсутствие токсичного хрома в составе.

Ингибирующий биополимерный раствор // 2756264

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ингибированным буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при строительстве скважин в осложненных горногеологических условиях, наклонно-направленных и горизонтальных стволов, сложенных не устойчивыми горными породами, склонными к осыпям, обвалам и набуханию, а также для первичного вскрытия продуктивных пластов.

Состав для изоляции негерметичностей в добывающих скважинах // 2756193

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к составам для изоляции негерметичностей в скважинах нефтяных и газовых месторождений, в частности изоляции небольших по размерам негерметичностей в колонне скважины и негерметичности в резьбовых соединениях труб, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин.

Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений // 2755835

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО. Технический результат - высокая растворяющая и диспергирующая способность по отношению к твердым отложениям, эффективное удаление тугоплавких АСПО с поверхности нефтепромыслового оборудования и в скважинах с одновременным предотвращением коррозионных процессов на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Способ изготовления проппанта и проппант // 2755191

Изобретение относится к способам изготовления магнийсодержащих керамических проппантов средней и пониженной плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Технический результат заключается в снижении растворимости проппанта в кислотах.

Ингибирующий буровой раствор для бурения в неустойчивых терригенных отложениях // 2755108

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, преимущественно горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений. Технический результат - повышение ингибирующих и снижение диспергирующих свойств бурового раствора, обеспечение низких показателей фильтрации и стабильности параметров в забойных условиях, снижение коэффициента трения.

Акриловый полимер на водной основе для цементной композиции и способ его получения // 2754844

Изобретение направлено на получение акрилового полимера с малым временем полимеризации, обеспечивающим снижение водоотдачи и водоотделения при увеличении термостабильности. Указанная задача достигается путем выбора оптимальных соотношений компонентов, изменения параметров проведения синтеза и за счет того, что акриловый полимер на водной основе для цементной композиции, включает 2-акриламидо-2-метилпропан сульфоновую кислоту, N,N-диметилакриламид, акриловую кислоту, гидроокись кальция, пероксодисульфат аммония, и дополнительно содержит N-винилпирролидон при следующем соотношении компонентов мас.%: 2-акриламидо-2-метилпропан сульфоновая кислота 24-32; N,N-диметилакриламид 6.6-10.2; акриловая кислота 0.5-1.0; гидроокись кальция 4.38-7.24; пероксодисульфат аммония 0.2-0.27; N-винилпирролидон 0.5-1.0.

Тампонажный полимерный состав для высоких температур // 2754527

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции или ограничения водопритока, для выравнивания профиля приемистости, ликвидации зон поглощений высокотемпературных скважин. Тампонажный полимерный состав для высоких температур содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты, воду и сшиватели - параформ и резорцин, дополнительно содержит регулятор гелеобразования реагент Кратол, при следующем соотношении компонентов, мас.

Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой // 2757456

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока углеводородов посредством кислотной обработки продуктивного пласта при освоении и эксплуатации скважин, пробуренных на сложнопостроенные горизонты, залегающие в условиях низких температур и содержащие в минеральном составе пород соли галита, а в пустотном пространстве флюидопроводящих коллекторов остаточную высокоминерализованную воду с содержанием солей хлоридов более 150 г/л. Технический результат - глубокое очишение призабойной зоны продуктивного пласта без выпадения осадков, увеличение эффективности кислотной обработки, повышение дебита скважины. Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами, с остаточной высокоминерализованной поровой водой включает закачку в пласт кислотного состава, технологическую выдержку после закачки и ввод скважины в эксплуатацию. Перед кислотной обработкой в призабойную зону закачивают опреснитель - пресную воду с добавкой поверхностно-активного вещества в концентрации 0,1-2 мас.% из расчета 3-5 поровых объемов продуктивного пласта на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины, вскрытой перфорацией. Затем закачивают кислотный состав с добавкой поверхностно-активного вещества в количестве 0,1-2 мас.% в призабойную зону пласта. Производят выдержку продуктивного пласта после кислотной обработки в течение 8-16 ч. Извлекают из скважины продукты реакции, а затем выполняют глушение солевым раствором с поверхностно-активным веществом, товарной нефтью или жидкостью на углеводородной основе. 3 табл.