состав для добычи нефти

Формула изобретения

Состав для добычи нефти, содержащий резиновую крошку и нефть, отличающийся тем, что в него дополнительно введено масло, отработанное при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Резиновая крошка - 1,5 - 3,5

Масло - 0,5 - 20,0

Нефть - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи, преимущественно карбонатной породы, вследствие чего повышается нефтеотдача.

Известен состав для изоляции пласта, содержащий нефть, латекс и эмультал (см. а.с. N 767339 МКИ E 21 В 33/138).

Известен раствор для обработки стенок буровых скважин с целью уменьшения их проницаемости, который содержит полимерный материал, взаимный растворитель, ПАВ и жидкий носитель (см. патент США N 4476931 по кл. МКИ E 21 В 33/138).

Однако названные составы имеют характерные для полимерных материалов недостатки - склонность к загустеванию, что снижает со временем их реологические свойства. Кроме того, оба состава содержат токсичные и огнеопасные органические растворители.

Известен также состав на основе нефти и резиновой крошки, содержащий наполненный бензином гранулированный фаянс (см. а. с. 717285 МКИ E 21 В 33/138).

Наличие в составе гранулированного фаянса снижает его эластичность, что затрудняет тампонирование пор в пласте. Состав является дорогостоящим. Кроме того, фаянсовый наполнитель подвергается скорой седиментации, что затрудняет эксплуатацию тампонирующего состава. Композиция содержит легко воспламеняющуюся жидкость - бензин.

Наиболее близким к предлагаемому является состав для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах на основе нефти и резиновой крошки (см. Тосунов Э. М. и др. Изоляция притоков воды и химическая обработка низкопроницаемых зон пласта. РНТС "Нефтепромысловое дело", 1974, N 7, с. 63).

Недостатком является длительность выдержки скважины после закачки состава. Такой состав имеет высокую вязкость (в пределах 60-65 с B3-4), что существенно затрудняет процесс закачки в скважину и распределение состава в пористой системе пластовых пород.

Задача настоящего изобретения заключается в повышении эффективности закачки состава в нефтяную скважину, улучшение тампонирующих и гидрофобных свойств состава.

Поставленная задача решается тем, что в состав для добычи нефти, содержащий резиновую крошку и нефть дополнительно введено отработанное масло при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Резиновая крошка - 1,5-3,5

Масло - 0,5-20,0

Нефть - Остальное

Приготовление состава производится на дневной поверхности путем смешивания нефти, резиновой крошки размером 2-15 мм и отработанных масел, например: масла моторного отработанного (ММО), масла индустриального отработанного (МИО) или смеси нефтепродуктов отработанных (СНО), регламентированные ГОСТом 21046-86. Резиновую крошку получают из отходов резины марки 308, 346, 350 и т.п. Состав выдерживается 1-1,5 суток с периодическим перемешиванием, чтобы крошка хорошо набухла и приобрела эластичные свойства и возможность проникновения в поры пласта. Затем масса подвергается перемешиванию в течение 1 часа и находится во взвешенном состоянии в жидкой фракции пульпы. При необходимой кондиции она начинает поступать через ствол скважины в пласт.

После окончания процесса закачки состав под давлением воды продавливается по трещинам пласта и изолирует нефтеносную часть пласта от водоносной.

Затворение состава происходит обычным в нефтяной промышленности методом. Под затворение выбирается наиболее обводненная зона пласта. При закачивании состава в скважину происходит его проникновение в крупные и мелкие поры пласта, дополнительное набухание (до максимума). При снижении рабочего давления затворения поры смыкаются и образующееся упругое "кольцо" вокруг обводненной зоны остается стабильным. Эффект начинает проявляться через 2-4 недели.

Состав апробирован на скважине Якушинского месторождения Самарской области. Выбор процентных соотношений компонентов подобрали экспериментальным путем из условий эффективного проникновения в поры и отмывания пор. В результате на скважине с обводненностью 80% и выше, обводненность снижена до 30-50% и увеличен дебит скважин по нефти.

Примеры конкретного выполнения.

При приготовлении состава были использованы отработанные масла со следующими показателями:

условная вязкость по B3-4, с при 20^oC-11-18 с;

температура вспышки в открытом тигле - не ниже 100^oC;

массовая доля H₂O - не более 2%;

содержание фракций, выкипающих до 340^oC - не более 10%;

температура застывания фракций, выкипающих выше t=340^oC, не выше 10^oC.

Результаты исследования влияния ММО на физико-химические свойства нефтяных тампонирующих составов, содержащих постоянное количество (2 мас.%) резиновой крошки, представлены в таблице (примеры 1-11).

Как видно из таблицы, по мере увеличения массового содержания ММО с 0,1 до 100% в гетерогенной системе происходит значительное снижение условной вязкости по B3-4 и суммарной плотности. Таким образом, выявлены две основные функции ММО в заявляемых составах: разжижителя и облегчающего агента, ММО как разжижитель обеспечивает и заметное увеличение интенсивности самопроизвольного всасывания (впитывания) состава замокшей карбонатной породой. Снижение вязкости и рост интенсивности капиллярного всасывания, в конечном счете, повышают эффективность процесса закачки состава в нефтяную скважину.

Следует отметить, что при введении ММО в состав композиции обеспечивается и повышение тампонирующих показателей нефтяного состава, что видно по эффектам повышения величины максимума набухания вулканизированной контрольной резиновой смеси N308 и снижения водопроницаемости карбонатной породы в интервале количеств ММО от 0,1 до 10 мас.%. Рост максимума набухания резины в заявляемых составах при увеличении содержания ММО обеспечивает повышение удерживающей способности резиновой крошки в крупных (от 1 до 30 мм) порах разломов и мелких порах (менее 1 мм) карбонатной породы.

Как видно из таблицы, повышение количества вводимого ММО в пределах от 0,1 до 20 мас. % приводит к улучшению гидрофобных свойств тампонирующего состава. Например, в присутствии ММО заметно уменьшается время коалесценции (фазового расслоения) взбитой эмульсии системы исследуемый состав: вода = 1: 1, что является позитивным фактором воздействия отработанного масла, означающим повышение скорости нефтеотдачи и понижение степени заводненности нефти.

Анализируя данные таблицы, можно прийти к заключению о том, что оптимальным количеством вводимого отработанного масла следует считать 0,5 - 20 мас. %. Повышение содержания ММО более 20 мас.% (см. примеры 9-11) несмотря на снижение условной вязкости и средней плотности, рост интенсивности капиллярного всасывания и максимума набухания, приводит к ухудшению водонепроницаемости и гидрофобных свойств. Уменьшение содержания ММО менее 0,5 мас.% (см. пример 1 и 2) не обеспечивает достаточно эффективного влияния его на эксплуатационные свойства тампонирующих составов.

Экспериментами установлено, что оптимальным содержанием резиновой крошки следует считать 1,5-3,5 мас.%. При меньшем количестве крошки, чем 1,5 мас.%, состав не обладает высокими тампонирующими свойствами. При большем чем 3,5 мас. % резины увеличивается вязкость композиции, ускоряется процесс седиментации частиц, что усложняет технологический процесс.

Таким образом, экспериментально доказано, что при введении отработанного масла в оптимальных дозировках достигается повышение эффективности закачки нефтяных составов, улучшение тампонирующих и гидрофобных свойств.

Использование предлагаемого состава, кроме названного выше эффекта и снижения количества воды в нефти, дает сопутствующие положительные результаты:

экономию дорогостоящих реагентов для обезвоживания продукции и получения товарной нефти (ПАВ, латекс, термопластичные полимеры);

экономию электроэнергии, используемой в технологическом процессе на установке комплексной очистки нефти;

исключается необходимость в утилизации нефтешлама, твердых остатков производства РТИ, т.е. заявляемый способ более экологичен и целесообразен.