Состав для повышения нефтеотдачи пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с низкой проницаемостью и высокой пластовой температурой. Технический результат - создание более протяженного изоляционного экрана, вовлечение в разработку ранее неэксплуатируемых нефтенасыщенных пропластков, повышение нефтегазоотдачи пласта и 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 25-44,9; карбамид 55-74,9; катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30 0,1-5. 2 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с низкой проницаемостью и 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 2406746 [1], включающий закачку в нефтяной пласт раствора гидроксохлорида алюминия с водородным показателем рН его 1%-ного водного раствора не ниже 3,5, полиэтиленоксид при соотношении компонентов, мас. %:

гидроксохлорид алюминия 25-40
карбамид 60-75
полиэтиленоксид 0,1-0,2

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

Известен «СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА К ДОБЫВАЮЩИМ НЕФТЯНЫМ СКВАЖИНАМ» RU 2348792 [2]. Гелеобразующий состав получают смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, причем в качестве соли алюминия используют пентагидроксохлорид алюминия, а указанное смешение осуществляют путем введения карбамида в полимер-коллоидный комплекс, полученный смешением водного раствора полиакриламида с водным коллоидным раствором пентагидроксохлорида алюминия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

пентагидроксохлорид алюминия 3-6
полиакриламид 0,25-0,5
карбамид 7-14
вода остальное

К недостаткам состава относится достаточно сложный процесс его приготовления. В частности, приготовление раствора полиакриламида в концентрациях 0,25-0,5 мас. % требует значительного времени перемешивания (не менее 1 часа).

Состав имеет значительную вязкость (более 20 мПа⋅с), что снижает селективность процесса водоизоляции при его закачке, особенно в условиях месторождений Западной Сибири, характеризующихся маловязкими нефтями. Относительно короткое время гелеобразования при 70°C и ниже, составляющее 7-8 часов, не позволяет закачать большие объемы реагента за это время в скважину, а в условиях месторождений с более высокой пластовой температурой делает невозможным применение состава из-за большой вероятности гелеобразования в скважине.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является «СОСТАВ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО РЕАГЕНТА ДЛЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ» RU 2529975 [3], который содержит соли алюминия (2,5-20,0% масс.), ацетат натрия (2,0-10,0% масс.) и воду, может содержать карбамид (до 30% масс.) и мелкодисперсный полиакриламид с диаметром частиц 40-80 мкм (до 2,5% масс.).

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, так как приводит к торцевой забивке пласта, что существенно ограничивает его область применения.

Изобретение направлено на создание термотропного гелеобразующего состава для разработки обводненной нефтяной залежи путем закачки в нагнетательные скважины термотропной гелеобразующей композиции, глубоко проникающей в пласт.

Раскрытие сущности изобретения.

Состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой водный раствор гелеобразующей термотропной композиции в концентрации 5-15 мас.%, содержащей мас.%: полиоксихлорид алюминия или пентагидроксихлорид алюминия 25-44,9, карбамид 55-74,9, катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30 0,1-5.

Состав отличается тем, что в качестве структурообразователя используется не анионный полиакриламид, а хорошо растворимый в растворе солей алюминия катионный полиакриламид с высокой степенью ионного заряда. 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, которая значительно увеличивает реологические свойства образующего геля.

При реализации способа можно использовать полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат-30 ТУ 2163-069-00205067-2007; карбамид ГОСТ 2081-2010 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°С, 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°С, образуется гель, реологические свойства, которого на порядок выше, термотропных составов без катионного полиакриламида.

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. Время начала образования геля составляет не менее 7 часов при пластовой температуре. Данный фактор является не маловажным при создании протяженного изоляционного экрана. С течением времени вязкость геля увеличивается, достигая наивысшего значения через 24 ч.

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 катионного полиакриламида увеличивает протяженность изоляционного экрана, а также снижает проницаемость по воде после изоляции.

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 создания более протяженного изоляционного экрана вовлечь в разработку ранее не эксплуатируемые нефтенасыщенные пропластки, и, следовательно, повысить нефтегазоотдачу пласта и снизить обводненность добываемой продукции.

Состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий водный раствор полиоксихлорида алюминия или пентагидроксихлорида алюминия и карбамида, отличающийся тем, что содержит дополнительно катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30, представляет собой водный раствор гелеобразующей термотропной композиции в концентрации 5-15 мас.%, содержащей, мас.%:

полиоксихлорид алюминия или
пентагидроксихлорид алюминия 25-44,9
карбамид 55-74,9
катионный полиакриламид со степенью
ионного заряда выше 30 0,1-5



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению и заканчиванию нефтяных и газовых скважин, в частности к эмульсионным буровым растворам. Эмульсионный буровой раствор содержит масляную фазу, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов, органофильный бентонит, полярную фазу и эмульгатор.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым при заканчивании скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов скважин на месторождениях с трещинно-поровым типом коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений и высокого газового фактора.

Изобретение относится к химической промышленности, а именно к люминофорному материалу на основе металлорганических комплексов, однородно распределенных в объеме аэрогеля в форме частиц размером от 0.01 до 1 мм или монолитов с характеристическим размером от 1 до 100 мм или в виде пленок толщиной от 0.01 до 1 мм.

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.

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.

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.

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.

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.

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.
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.

Изобретение относится к области добычи газа, газового конденсата и нефти, а именно к химическим реагентам для вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м3) пластовая вода. Технический результат - обеспечение эффективного вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м3) пластовая вода технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Сущность изобретения: реагент для вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м3) пластовая вода, содержит неионогенное ПАВ - препарат ПЭГ-1500 или ОС-20, анионактивное ПАВ - лаурилсульфат натрия, универсальное моющее средство «Прогресс» и карбонат натрия при следующем соотношении компонентов, масс. %: ПЭГ-1500 0÷85; ОС-20 0÷85; лаурил сульфат натрия 10÷15; универсальное моющее средство «Прогресс» 3÷5; карбонат натрия 1÷3. 1 табл.
Наркология
Наверх