состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих скважинах

Формула изобретения

Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих скважинах, содержащий тяжелую асфальто-смолистую нефть с плотностью 900 кг/м ³ и более, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ и регулятор-растворитель, отличающийся тем, что в качестве НПАВ используют полигликолевые эфиры алкилфенолов, обладающих лучшей растворимостью в нефтяной фазе, чем в воде, - ОП-7 или неонол Аф_9-6, а в качестве регулятора-растворителя, повышающего растворимость НПАВ в нефтяной фазе, используют «сивушное масло», при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанная нефть	60-70
Указанное НПАВ	5-13
Указанный регулятор-растворитель	остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения притока воды в добывающих скважинах.

Известен состав и способ приготовления обратных эмульсий для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопритока в добывающих скважинах (Патент RU №2126082 С1, бюл. №4 1999 г.).

Недостаток состава и способа - требуется применение специальных диспергирующих устройств для приготовления тонкодисперсных (размер глобул не более 10 мкм) эмульсий обратного типа и высокая вязкость получаемой концентрированной эмульсии, что ограничивает область применения данного состава лишь для обработки высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов.

Известны составы для добычи нефти на основе углеводородных и/или нефтяных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), обладающих ультранизким межфазным натяжением на границе нефть-вода, что определяет их способность самопроизвольно образовывать эмульсии как обратного типа, типа «вода в масле», так и прямого типа, типа «масло в воде». Такие составы, называемые «растворимой нефтью» (Holm Le Roy W. «Solube oilcomposition», Union Oil Co of CoIifornia, Патент США 252-8.55 D, E21В 43/16, №3691072), содержат, мас.%: жидкий углеводород (нефть с плотностью 750-850 кг/м ³) 45-90, ПАВ (алкиларилсульфонаты) 4-30, полярный растворитель (вторичный бутиловый спирт) 0,5-0,8 и соль одновалентного катиона (NaCI или KCI) 0,01-0,15. При контакте с водой в таком составе может «раствориться» до 40 об.% воды в виде микроэмульсии типа «вода в масле». При большем содержании воды происходит самопроизвольное обращение фаз с образованием в воде тонкодисперсной микроэмульсии типа «масло в воде».

Такие микроэмульсии, известные под названием maraflud или мицеллярные системы, обладают нефтевытесняющими свойствами и способностью выравнивать профиль приемистости нагнетательных скважин.

Самый крупный проект, осуществленный в США фирмой Maraton, по закачке такой микроэмульсии в продуктивый пласт на нефтяных месторождениях штата Иллинойс позволил дополнительно получить 40 тыс. м³ нефти.

Однако высокая стоимость проведения данных обработок, в первую очередь из-за больших расходов дорогостоящего ПАВ и полярного растворителя, а также низкая эффективность данных составов в выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин вынудили фирму искать более экономичные и комплексно действующие составы, т.е. составы, которые наряду с нефтевытесняющими свойствами обладали бы способностью выравнивать профиль приемистости нагнетательных скважин и ограничивать водоприток в добывающих скважинах.

Целью данного изобретения является разработка состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих скважинах с применением доступных и недорогих компонентов и использования стандартного нефтепромыслового оборудования для приготовления и применения предлагаемого состава.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для добычи нефти и способ его приготовления, содержащий, мас.%: тяжелую асфальтосмолистую нефть с плотностью 900 кг/м³ и более 50-70, неионогенное поверхностно-аквтивное вещество (НПАВ) 15-25 и четыреххлористый углерод (CCL₄) - регулятор-растворитель, повышающий растворимость в нефти НПАВ и асфальтосмолистых компонентов (Патент RU 2125647 С1, бюл. №3,1999 г.).

Данный состав обладает свойствами «растворимой нефти», т.е. обладает ультранизким межфазным натяжением на границе нефть-вода, что и определяет его способность при смешивании с водой самопроизвольно образовывать устойчивые, тонкодисперсные эмульсии тяжелой асфальтосмолистой нефти в воде.

Закачка в пласт такой эмульсии с высоким содержанием НПАВ и асфальтосмолистых компонентов нефти способствует не только повышению нефтевытесняющих свойств воды, нагнетаемой в пласт, но и ведет к гидрофобизации асфальтосмолистыми компонентами нефти поверхности высокопроницаемых, водонасыщенных участков пласта, снижая тем самым их фильтрационную характеристику по воде, при одновременном «улучшении притока нефти в эти гидрофобизованные участки из низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта, в результате перемены (инверсии) в пласте капиллярного давления на границе раздела нефть-вода в желательном направлении» (П.А.Ребиндер - Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия, Из-во «Наука», М.1978, с.364-366).

Недостаток данного состава, взятого в качестве прототипа, - низкие водоизолирующие свойства, т.к. асфальтосмолистые компоненты нефти при использовании в качестве растворителя-регулятора CCL4 из коллоидно-дисперсного состояния в объеме нефти переходят в молекулярно-растворенное состояние, что снижает вероятность образования в высокопроницаемых участках пласта гидрофобных барьеров из полислоев и коллоидных частиц асфальтосмолистых компонентов нефти, являющихся, как известно, наиболее эффективными природными водоизолирующими веществами.

Кроме того, состав для добычи нефти, взятый за прототип, из-за присутствия в нем CCL4 не может применяться в нефтедобывающей промышленности в связи с введением в 2000 г. запрета на применение хлорорганических соединений в технологических процессах добычи нефти.

Предлагаемый состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока воды в добывающих скважинах содержит тяжелую асфальтосмолистую нефть с плотностью 900 кг/м³ и более, НПАВ и регулятор-растворитель, где в качестве НПАВ используют полигликолевые эфиры алкилфенолов, обладающих лучшей растворимостью в нефтяной фазе, чем в воде, - ОП-7 (ГОСТ 8433-81) или неонол Аф_9-6 (ТУ 2483-00770576680-93), а в качестве регулятора-растворителя, повышающего растворимость НПАВ в нефтяной фазе, используют «сивушное масло», при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанная нефть	60-70
Указанное НПАВ	5-13
Указанный регулятор-растворитель	Остальное

«Сивушное масло» является побочным продуктом ректификации этилового спирта-сырца, получаемого сбраживанием зерна, или картофеля, или патоки, выпускается по ГОСТ 17071-91, представляет собой смесь высших спиртов (изопропилового, изо-бутилового, амилового и др.) с примесью уксусного альдегида и уксусной кислоты.

«Сивушное масло» - прозрачная жидкость от светло-желтого до красно-буророго цвета с плотностью 830-840 кг/м³, с температурой перегонки от 80 до 120°С, не застывает при -30°С, хорошо смешивается с водой и светлыми нефтепродуктами, обладает (табл.1) заметными поверхностно-активными свойствами, по отношению к смолам и асфальтенам проявляет коагулирующее действие, т.е. при растворении в нефти способствует переходу асфальтосмолистых компонентов нефти из молекулярно-растворенного в коллоидно-дисперсное состояние, что, в свою очередь, повышает их водоизолирующие свойства.

«Сивушное масло» используется в качестве сырья для производства технических жирных спиртов и имеет по сравнению с НПАВ в 20 раз, а с нефтью в 2 раза меньшую стоимость.

Из анализа патентно-технической литературы применение «сивушного масла» в составах для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих скважинах не обнаружено, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого состава критериям «новизна» и «изобретательский уровень».

Целесообразность использования «сивушного масла» в предлагаемом составе определяется тем, что при добавлении к тяжелой асфальтосмолистой нефти «сивушного масла» межфазное натяжение нефти на границе с водой начинает снижаться и, как это следует из данных, приведенных в табл.1, при содержании «сивушного масла» в тяжелой асфальтосмолистой нефти 25 мас.% и более межфазное натяжение, даже без добавления дорогостоящих НПАВ, имеет ультранизкое значение, т.е. такие системы образуют тонкодисперсные микроэмульсии типа «масло в воде». Однако, как показали фильтрационные исследования, такие микроэмульсионные системы, без добавления в них определенного количества маслорастворимых НПАВ - стабилизаторов эмульсий типа «масло воде», из-за их низкой агрегативной устойчивости и высокой адгезии (прилипания) к твердой поверхности обладают незначительной фильтруемостью в глубь пласта.

Поэтому для системы, содержащей 25 мас.% «сивушного масла» в тяжелой асфальтосмолистой нефти, были проведены исследования фильтрационных свойств микроэмульсий, образуемых данной системой при содержании в ней заданного количества маслорастворимого НПАВ (ОП-7 или неонол Аф_9-6 ) и смешивании ее с водой в соотношении объемов 1:1.

Фильтрационные свойства образуемых микроэмульсий, при прочих равных условиях, оценивали по их скорости фильтрации через плотный бумажный фильтр «белая лента» (размер пор не более 10 мкм).

В обобщенном виде результаты данных исследований приведены на фиг.1 в виде кривых зависимости ( V) - суммарного объема микроэмульсии, прошедшей через фильтр "белая лента" за суммарное время ( ) фильтрации, в зависимости от продолжительности (времени) непрерывного фильтрования ( ), мин.

Кривая 1 относится к фильтрации воды через бумажный фильтр (холостой опыт). Кривая 2 относится к фильтрации через бумажный фильтр 50% микроэмульсии, образующейся при смешивании, в соотношении объемов 1:1, воды и 25% раствора «сивушного масла» в тяжелой асфальтосмолистой нефти (без добавления НПАВ), кривые 3-6 - к фильтрации 50% микроэмульсий, образующихся при аналогичном смешивании воды и раствора «сивушного масла» (25 мас.%) и НПАВ в тяжелой асфальтосмолистой нефти: 5,0 мас.% НПАВ (ОП-7) - кривая 3, 10 мас.% НПАВ (неонол Аф_9-6) - кривая 4, 13 мас.% НПАВ (ОП-7) - кривая 5, 25 мас.% НПАВ (неонол Аф _9-6) - кривая 6.

Кривая 7 и кривая 8 относятся к фильтрации 50% микроэмульсий, образующихся при смешивании воды в соотношении объемов 1:1 с составом-прототипом, содержащим соответственно 15 мас.% НПАВ (ОП-10) и 25 мас.% НПАВ (ОП-10).

Если принять скорость фильтрации воды (кривая 1) через фильтр за время =60 мин - const за 100%, то для микроэмульсионной системы, образующейся при смешивании равных объемов воды и раствора тяжелой асфальтосмолистой нефти с 25 мас.% содержанием «сивушного масла», величина ( V/ ) за указанное время фильтрации достигает нулевого значения, т.е. за 60 мин происходит прекращение фильтрации данной системы через поры фильтра, т.к. поры фильтра оказываются полностью закупоренными скоагулированными асфальтосмолистыми частицами нефти, что наглядно видно на бумажном фильтре.

Кривая 3 показывает, что в тяжелую асфальтосмолистую нефть добавляют 25 мас.% «сивушного масла» и 5,0 мас.% НПАВ (ОП-7), образуется состав, при перемешивании которого с водой агрегативная устойчивость микроэмульсии существенно возрастает, резко снижается ее адгезия (прилипание) к твердой поверхности, что проявляется в способности к фильтрации данной микроэмульсии через бумажный фильтр. Последнее доказывается тем, что фильтрат представляет собой микроэмульсионную систему, по дисперсности близкую к исходной системе, а на бумажном фильтре отсутствует осадок асфальтосмолистых компонентов нефти. Однако, как это следует из фиг.1, скорость фильтрации данной микроэмульсионной системы по сравнению с водой резко (в 4 раза) снижается, что указывает на ее определенные водоизолирующие свойства.

Учитывая, что объем порового пространства в фильтровальной бумаге очень мал, то следует ожидать, что при закачке такой микроэмульсионной системы в поры пласта на расстоянии, измеряемом метрами, ее выравнивающие свойства и водоизолирующие свойства будут проявляться с еще большей эффективностью.

Кривые 4, 5 и 6, характеризующие влияние увеличения концентрации НПАВ в растворе, показывают, что если при 10 мас.% содержании НПАВ - кривая 4 (неонол Аф _9-6) - скорость фильтрации 50%-ной эмульсии, по сравнению с водой, составляет 38%, при 13 мас.% НПАВ - кривая 5 (ОП-7) - 50%, то при 25 мас.% содержание НПАВ (ОП-7) в составе - кривая 6 практически совпадает с ходом кривых 7 и 8, характеризующих фильтрующую способность 50%-ных микроэмульсий, образуемых составом-прототипом, содержащим 15 мас.% и 25 мас.% НПАВ, скорость фильтрации которых за указанное время фильтрации составляет порядка 85-90%, т.е. приближается к скорости фильтрации воды. Поэтому в предлагаемом составе содержание НПАВ более 15 мас.% сочли нецелесообразным, а за оптимальное содержание НПАВ в составе, обеспечивающее необходимую агрегативную устойчивость микроэмульсий, был взят предел 5-13 мас.%.

При этом, если в предлагаемом составе содержание НПАВ (ОП-7 или неонол Аф_9-6) берут в пределах 5-10 мас.%, то такой состав целесообразно использовать для изоляции водопритока в добывающих скважинах, а при увеличении содержания НПАВ в составе до 10-13 мас.% состав целесообразно применять для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением.

Для доказательства соответствия заявляемого технического решения критерию «промышленная применимость» приводим результаты опытов по определению водоизолирующих и нефтевытесняющих свойств предлагаемого состава с содержанием НПАВ 5,0 мас.% (опыт 1), 10 мас.% (опыт 2) и 13 мас.% (опыт 3) в сравнении с известным составом-прототипом, с содержанием НПАВ 15 мас.% (опыт 4) и 25,0 мас.% (опыт 5).

Сравнительную оценку водоизолирующих и нефтевытесняющих свойств анализируемых составов проводили в лабораторных условиях на насыпной модели неоднородного пласта, при этом оценку водоизолирующих свойств проводили по результатам измерения начальной и конечной скоростей фильтрации воды через высокопроницаемые и низкопроницаемые пропластки, а нефтевытесняющие свойства составов определялась по изменению коэффициента нефтевытеснения b_выт:

b_выт=(Н_н - Н _к):Н_н,

где Н _н - начальная (до обработки), а Н_к - конечная (после обработки) нефтенасыщенность для неоднородной модели пласта в целом (или высокопроницаемого, или низкопроницаемого пропластков).

В качестве модели пласта использовали (фиг.2) две колонки длиной 100 см с внутренним диаметром 2,6 см, заполненные кварцевым песком с монморилонитовой глиной для колонки 1 с проницаемостью 1,5 дарси (модель высокопроницаемого пропластка) и колонки 2 с проницаемостью 0,15 дарси (модель низкопроницаемого пропластка).

Колонки оборудованы единой системой ввода 3 и раздельными выводами 4 и 5 из колонок фильтруемых через них жидкостей, причем с помощью кранов 6 и 7 можно анализируемый поток направлять одновременно через две колонки или только через одну из колонок, отключая при этом другую колонку.

Перед началом каждого из опытов модели пласта при постоянном перепаде давления (0,2 атм) и открытых кранах 6 и 7 определяли начальную скорость фильтрации воды в целом для модели неоднородного пласта (колонка 1 + колонка 2). Затем при закрытом кране 7 и открытом кране 6 определяли начальную скорость фильтрации воды для высокопроницаемого пропластка (колонка 1), а при закрытом кране 6 и открытом кране 7 определяли начальную скорость фильтрации для низкопроницаемого пропластка (колонка 2).

Далее в соответствии с СТП 0148070-013-91 «Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами» колонку 1 и колонку 2 насыщали безводной нефтью (плотность 840 кг/м³, вязкость 5,1 мПа·с при 20°С). При этом фиксировали начальную нефтенасыщенность неоднородной модели пласта Н_н (в относит. % от объема пор) и распределение данной нефтенасыщенности по высокопроницаемому (колонка 1) и низкопроницаемому (колонка 2) пропласткам.

Подготовленная таким образом нефтенасыщенная неоднородная модель пласта подвергалась обработке путем закачки в нее 50% микроэмульсии, образуемой с водой тем или иным составом, в объеме, равном 2 объемом пор. После чего систему при закрытых кранах 5 и 6 выдерживали при давлении 0,2 атм в статическом состоянии в течение 24 ч. Затем при открытых кранах 5 и 6 через неоднородную модель пласта закачивали воду до установления постоянных конечных скоростей фильтрации как через высокопроницаемый (колонка 1), так и низкопроницаемый (колонка 2) пропластки неоднородной модели пласта. При этом для каждого опыта определяли остаточную нефтенасыщенность, как в целом по неоднородной модели пласта, в относит. % от объема пор, так и распределение остаточной нефтенасыщенности по высокопроницаемому и низкопроницаемому пропласткам.

В обобщенном виде результаты данных опытов представлены в табл.2 и табл.3.

Как следует из данных табл.2, закачка в неоднородный по проницаемости пласт 50% микроэмульсии, образуемой предлагаемым составом, при его смешивании с водой (опыт 1, содержание НПАВ в составе 5,0 мас.%) в объеме, равном двум объемам пор, позволил снизить начальную скорость фильтрации воды в целом по неоднородной модели пласта почти в 5 раз (с 1620 до 350 см³/ч,) в том числе в высокопроницаемых пропластках с 1390 до 300 см ³/ч, т.е. в 4,63 раза, а для низкопроницаемых пропластков с 320 до 150 см³/ч, т.е. в 2,1 раза, тогда как закачка 50%-ных микроэмульсий, образуемых составом по прототипу (опыты 4 и 5), снижает скорость фильтрации воды в целом по неоднородной модели пласта с 1590-1640 см³/ч до 1050-1110 м³/ч, т.е. не более чем в 1,5 раза.

Следовательно, 50%-ная микроэмульсия типа «масло в воде», образуемая предлагаемым составом с содержанием НПАВ (типа ОП-7 или неонол Аф_9-6 не более 5,0 мас.%), является эффективным средством для селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Из сопоставления данных опытов 2-3, где в предлагаемом составе содержание НПАВ увеличили до 10,0 мас.% (опыт 2) и до 13 мас.% (опыт 3), скорость фильтрации воды в высокопроницаемых пропластках снижалась с 1610-1630 до 400-580 м ³/ч, что также указывает на возможность использования предлагаемого состава с данным содержанием НПАВ, как для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, так и селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах. Кроме того, как это следует из данных табл.3, где приведены сопоставимые значения коэффициентов нефтевытеснения (b_выт) для всех 5 опытов, применение предложенных составов в системе заводнения нефтяных пластов позволяет существенно повысить и коэффициент нефтевытеснения разрабатываемой неоднородной по проницаемости залежи.

Так, если в целом для неоднородной модели пласта с применением предлагаемого состава с содержанием 13 мас.% НПАВ (опыт 3) коэффициент b _выт составляет 0,72, а для высокопроницаемого пропластка 0,77, то для состава по прототипу с аналогичным содержанием НПАВ коэффициент b_выт для неоднородной модели пласта равен 0,56, а для высокопроницаемого пропластка 0,47, т.е. в 1,3-1,4 раза ниже, при этом и для низкопроницаемых пропластков коэффициент b_выт с применением предлагаемого состава (опыты 1-3) превышает аналогичный коэффициент для состава по прототипу в 1, 2 раза.

Следующие примеры иллюстрируют способ приготовления предлагаемого состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах.

Для приготовления предлагаемого состава были взяты в качестве тяжелой асфальтосмолистой нефти товарная нефть (плотность 940 кг/м³, содержание, мас.%: асфальтенов 5,7, силикагелевых смол 21,3, парафина 2,7 и воды не более 1,0), в качестве НПАВ: реагенты ОП-7 (ГОСТ 8433-81) и неонол АФ_9-6 (ТУ 2483-00770576680-93) - желтоватые вязкие жидкости с плотностью, близкой к 1000 кг/м ³, и «сивушное масло» (ГОСТ 17071-91), маловязкая светло-коричневая жидкость с резким специфическим запахом, с плотностью 830 кг/м ³ (отход производства «Первомайского спиртзавода», ОАО «Татспиртпром»).

Принципиальная схема приготовления предлагаемого состава с применением легкодоступного оборудования и материалов показана на фиг.3, где 1 - горизонтальная емкость объем 6 м ³, 2 - центробежный насос с регулируемой производительностью от 100 до 1000 л/мин, 3 - трубопровод, 4 - пробоотборный кран, 5 и 6 - задвижки.

В качестве примера рассмотрим способ приготовления предлагаемого состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в количестве 5,0 т, содержащего, мас.%: тяжелую асфальтосмолистую нефть 62, НПАВ (ОП-7) 13, «сивушное масло» 25.

С учетом вышеуказанного различия в плотности применяемых компонентов в емкость 1 при закрытой задвижке 5 и 6 загружали одновременно (5000×0,6):0,94=3192 л тяжелой асфальтосмолистой нефти (V₁), (5000×0,15):1,0=750 кг ОП-7 (V₂) и (5000×0,25):0,83=1506 л «сивушного масла» (V₃). Затем при закрытой задвижке 6, открытой задвижке 5, включив в работу насос 2, производили перемешивание содержимого в емкости 1 за счет диспергирования в насосе 2, турбулентности потока в трубопроводе 3 и энергии струи жидкости, возвращаемой насосом 2 в емкость 1.

Подобное перемешивание производят до тех пор, пока не произойдет минимум трехкратное перекачивание через насос 2 всего перемешиваемого в емкости 1 объема приготавливаемого состава ( V=V₁+V₂+V ₃), л.

Время (продолжительность) перемешивания (т, мин), необходимое для выполнения данного условия, исходя из заданной производительности центробежного насоса 2 (Q, л/мин) определяли по формуле: =( V×3):Q.

Так, для приготовления 5,0 т (или 5448 л) вышеуказанного состава при производительности насоса 600 л/мин продолжительность (время) перемешивания системы составляла 27,0 мин.

Для того чтобы убедиться в том, что приготовленный указанным способом предлагаемый состав для выравнивания приемистости нагнетательных скважин соответствует по своим свойствам образцу аналогичного состава, используемого в качестве «эталона» (приготовленного из вышеуказанных компонентов заранее в лабораторных условиях), из пробоотборного крана 4 производят отбор пробы приготовленного состава, из которой путем ее перемешивания с пресной водой в соотношении объемов 1:1 приготавливают 100 мл 50%-ной микроэмульсии и определяют время фильтрации данного объема через бумажный фильтр «белая лента».

Параллельно с этим аналогичным образом определяют время фильтрации 100 мл 50%-ной микроэмульсии, приготовленной из лабораторного образца состава, используемого в качестве «эталона». При успешном приготовлении предлагаемого состава расхождение во времени фильтрации 50%-ной микроэмульсий с «эталоном» не должно превышать 1-2 мин.

В случае большего отклонения скорости фильтрации 50%-ных микроэмульсий приготавливаемого состава от скорости фильтрации 50%-ной микроэмульсии, образуемой «эталонным» составом, увеличения скорости фильтрации 50%-ной эмульсии приготавливаемого состава можно достичь за счет некоторого увеличения содержания в приготавливаемом составе НПАВ, а снижение скорости фильтрации данного состава можно обеспечить путем некоторого увеличением содержания в нем «сивушного масла». Затем, закрыв задвижку 5 и открыв задвижку 6, производят откачку из емкости 1 состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, приготовленного указанным способом.

Аналогичным образом из вышеуказанных компонентов было приготовлено 5 т (5479 л) предлагаемого состава для селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах, содержащего, мас.%: тяжелую асфальтосмолистую нефть 70, НПАВ (неонол Аф_9-6) 5,0, «сивушное масло» 25,0. Для чего в емкость загружали 3723 л тяжелой асфальтосмолистой нефти, 250 кг НПАВ и 1506 л «сивушного масла», после чего содержимое емкости 1 непрерывно перемешивали по схеме, приведенной на фиг.3 в течение 30 мин. В табл.4 приведены данные по составу лабораторных («эталонных») образцов предлагаемого состава и составов, приготовленных предлагаемым способом по схеме, представленной на фиг.3, а также такие свойства приготавливаемого состава, как его плотность и время фильтрации 100 мл 50%-ной микроэмульсии, образующейся при перемешивании в соотношении объемов 1:1 воды и пробы состава, отобранной из пробоотборного крана 4 сразу же после завершения перемешивания системы. Для сравнения в табл.4 приведены аналогичные данные и для «эталонных» образцов состава с тем же соотношением компонентов. Удовлетворительная схожесть в свойствах анализируемых составов доказывает «промышленную применимость» предлагаемого способа приготовления разработанного состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих скважинах в количествах, необходимых для его реализации на практике.

В табл.5 приведены результаты промысловых испытаний предлагаемого состава с 13 мас.% содержанием НПАВ (ОП-7) в количестве 5 т, использованного в системе поддержания пластового давления (ППД) для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и аналогичного количества предлагаемого состава с 5 мас.% содержанием НПАВ (неонол Аф_9-6) для ограничения водопритока в добывающей скважине.

Промысловые испытания проводили на многопластовой нефтяной залежи Орлянского месторождения (Самарская область), нефтеносные терригенные коллекторы которой представлены разнозернистыми песчаниками с пористостью от 10 до 30%.

Данное нефтяное месторождение, открытое еще в 1959 г., находится на завершающей стадии освоения. Разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления заводнением нефтяной залежи. Средняя приемистость нагнетательных скважин по месторождению составляет порядка 100-115 м ³/сут, обводненность добываемой продукции в целом по залежи достигла 98%, средний дебит добывающей скважины (по нефти) колеблется в пределах 1,5-3 м³/сут.

Для обработки были выбраны две нагнетательные скважины, приемистость которых до обработки колебалась в пределах 180-200 м³ /сут, т.е. примерно в два раза выше, чем средняя приемистость нагнетательных скважин по залежи, и одна добывающая скважина с средним суточным дебитом по нефти 1,5-2 м³ , а воды 10-15 м³.

Нагнетательные скважины перед проведением обработки были оборудованы магнитными расходомерами воды типа СВЭМ (ТУ 39-1233-87) и манометрами для регистрации приемистости и давления нагнетания скважины до и после ее обработки. Предлагаемый состав в каждую из нагнетательных скважин закачивали в 100% виде без остановки нагнетания воды в скважину из системы ППД с помощью дозировочного насоса под давлением, превышающим давление нагнетания воды в скважину, и расходом состава в пределах 3,0-3,5 л/мин, что обеспечивало при начальной (до обработки) приемистости нагнетательных скважин в объемах, указанных в табл.5, возможность закачивать в пласт самопроизвольно образующуюся в скважине 2,0-2,5% микроэмульсию типа «масло в воде».

Всего в каждую из нагнетательных скважин при непрерывной работе дозировочного насоса в течение 14 час было закачено по 2,5 т предлагаемого состава с 13 мас.% содержанием НПАВ, что соответствовало закачке в пласт порядка 110-115 м 2,0-2,5 об.% микроэмульсии типа «масло в воде» и привело (табл.5) к снижению приемистости обрабатываемых нагнетательных почти в 2 раза, т.е. выравниванию их приемистости до среднего значения приемистости нагнетательных скважин по месторождению в целом.

Обработку добывающей скважины предлагаемым составом с целью ограничения обводненности добываемой в ней продукции проводили в следующей последовательности. Вначале с помощью агрегата Азинмаш 300 А (Ту 26-16-33-75) на не работающей добывающей скважине при открытой выкидной линии с помощью задавочной жидкости (нефти) осуществили вытеснение в приемную емкость скважинной жидкости в объеме, равному объему скважины. Далее в емкости агрегата Азинмаш 300 А путем перемешивания в течение 10-15 мин равных объемов предлагаемого состава с 5,0 мас.% содержанием НПАВ (неонол Аф _9-6) и воды приготавливали в нем 50 об.% микроэмульсию типа "масло в воде", которую затем при закрытой выкидной линии закачивали через затрубное пространство в скважину под давлением, не превышающим давление гироразрыва пласта. После закачки в скважину 10м³ 50% микроэмульсии, приготовленной из 5 т предлагаемого состава, скважину закрыли и выдержали 24 ч для завершения в пласте коагуляционно-адсорбционных процессов асфальтосмолистых компонентов нефти, после чего скважину пустили в эксплуатацию.

Из данных, приведенных в табл.5, следует, что после вышеуказанной обработки добывающей скважины через сутки после пуска ее в эксплуатацию дебит скважины по жидкости стабилизировался на уровне 6,0-8,0 м³ в сутки, при этом обводненность продукции снизилась с 87-88 до 50-55%, а дебит по нефти увеличился с 1,5-2,0 м ³ в сутки до 3,0-4,0 м³ в сутки, т.е. почти в 2 раза.

Проведенные промысловые испытания показали высокую эффективность предлагаемого состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока добывающих скважин.

Таблица 1
№ п.п.	Содержание «сивушного масла» в нефти, мас.%	Значение межфазного натяжения на границе с водой (эрг/см2)
1	0,0	32,5
2	0,5	29,5
3	1,0	25,0
4	2,5	18,0
5	5,0	12,5
6	10,0	6,5
7	15,0	3,5
8	20,0	1,0
9	25,0	0,5
10	30,0	отс *)
*) Молекулярный раствор + микроэмульсия нерастворимых высших спиртов

Таблица 2
№ Определяемые параметры п.п. неоднородной модели пласта (пропластков)	Анализируемые составы:
	Предлагаемые			Известный (прототип)
	Опыт 1	Опыт 2	Опыт 3		Опыт 4	Опыт 5
Содержание НПАВ в составе, мас.%:	5,0	10,0	13,0		15,0	25,0
Растворитель, мас.%	25	25	25		25	25
Нефть, мас.%	70	65	62		60	50
1. Начальная скорость фильтрации воды для неоднородной модели пласта, см3 /ч	1620	1610	1630		1640	1590
1.1 - для высокопроницаемого пропластка, см3/ч	1390	1290	1305		1270	1250
1.2 - для низкопроницаемого пропластка, см3 /ч	310	320	315		320	315
2. Начальная нефтенасыщенность неоднородной модели пласта, (относит. %)	57	56	54		56	57
2.1 - для высокопроницаемого пропластка, (относит. %)	74	76	75		76	78
2.2 - для низкопроницаемого пропластка (относит. %)	24	24	25		25	24
3. Конечная скорость фильтрации воды через неоднородную модель пласта после ее обработки тем или иным составом, см3 /ч	350	400	580		1110	1050
3.1 - через высокопроницаемый пропласток, см3/ч	300	350	415		907	915
3.2 - через низкопроницаемый пропласток, см3/ч	120	150	175		280	300
4. Остаточная нефтенасыщенность неоднородной модели пласта, (относит. %)	25	20	15		25	25
4.1 - для высокопроницаемого пропластка, (относит. %)	20	19	17		35	41
4.2 - для низкопроницаемого пропластка, (относит. %)	15	15	15		17	16

Таблица 3
№ Параметры п.п. сравнения	Анализируемые составы:
	Предлагаемый			Известный (прототип)
	Опыт 1	Опыт 2	Опыт 3	Опыт 4	Опыт 5
Содержание НПАВ в составе, мас.%:	5,0	10,0	13,0	15,0	25,0
Растворитель, мас.%	25	25	25	25	25
Нефть, мас.%	70	65	62	60	50
1. Соотношение начальных (до обработки) скоростей фильтрации воды для неоднородной модели пласта	4,63	4,03	2,81	1,48	1,51
2. Соотношение скоростей фильтрации воды для высокопроницаемого пропластка до и после обработки	4,63	3,69	3,14	1,40	1,37
3. Соотношение скоростей фильтрации воды для низкопроницаемого пропластка до и после обработки	2,58	2,13	1,80	1,14	1,05
4 - Коэффициент нефтевытеснения для неоднородной модели пласта(bвыт)	0,56	0,64	0,72	0,55	0,56
- для высокопроницаемого - пропластка (b выт)	0,72	0,75	0,77	0,54	0,47
- для низкопроницаемого - пропластка (bвыт)	0,37	0,38	0,40	0,32	0,33

Таблица 4
Назначение состава	Проба	Содержание, мас.%			Плотность образца	Время фильтрации 100 мл 50% МЭ, мин
		ТН	НПАВ	С/М
Состав для выравнивания	1. «Эталон»	60	13	27	922	67
профиля приемистости нагнетательной скважины	2. Опытная партия	60	13	27	925	65
Состав для селективной изоляции водопритока добывающих скважин	3. «Эталон»	60	5	35	916	23
	4. Опытная партия	60	5	35	915	21
Обозначения: ТН - тяжелая асфальтосмолистая нефть, НПАВ - неионогенное поверхносно-активное вещество, С/М - «сивушное масло», МЭ - микроэмульсия

Таблица 5
Тип обрабатываемой скважины анализируемые параметры	Значения анализируемых параметров
	До обработки	После обработки
1. Нагнетательная скважина №1 - приемистость, м3/сут	180	95
- давление нагнетания, атм	87	87
2. Нагнетательная скаважина №2 - приемистость, м 3/сут	200	105
- давление нагнетания, атм	87	87
3. Добывающая скважина - дебит скважины по жидкости, м 3/сут	11,5-17,0	6,0-8,8
- дебит скважины по нефти, м3/сут	1,5-2,0	3,0-4,0
- обводненность, %	87-88	50-55