реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ обработки обводненного нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, содержащий битумсодержащий продукт, поверхностно-активное вещество, углеводородный растворитель и регулятор рН, отличающийся тем, что в качестве регулятора рН реагент содержит алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами и/или щелочной сток производства капролактама и дополнительно смесь кубовых остатков ректификации глицерина при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородный растворитель	3,0-45,5
Смесь кубовых остатков
ректификации глицерина	0,05-10,0
ПАВ	0,05-4,5
Регулятор рН	0,05-10,0
Битумсодержащий продукт	остальное

2. Способ обработки обводненного нефтяного пласта, включающий закачку битумсодержащего реагента, продавку его в пласт и технологическую выдержку, отличающийся тем, что в качестве битумсодержащего реагента используют реагент по п.1.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в реагент вводят химический реагент.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что в реагент вводят наполнитель.

5. Способ по п.2, отличающийся тем, что в реагент вводят химический реагент и наполнитель.

6. Способ по любому из пп.2-5, отличающийся тем, что закачку реагента осуществляют циклами и после каждого цикла осуществляют закачку продавочной жидкости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи и к способам обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности обработки фациально-неоднородных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Известен способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку и продавку в пласт битумсодержащего реагента, представляющего собой высокомолекулярные органические соединения, включающие термопластические полимеры из группы полиолефинов и высокомолекулярные нефтяные битумы (см. Комиссаров А.И. и др. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. - М.: «Нефтяное хозяйство», 1985, №6, с.55).

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность проводимой технологической операции. Продуктивность скважин с течением времени быстро снижается. Эффективность воздействия оказывается невелика. Кроме того, недостатком известного способа является то, что используемые при этом составы приемлемы только для пластов с высокой температурой 190-170°С и представленных трещиноватыми коллекторами.

Известен состав и способ обработки обводненного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт дисперсии водорастворимого полимера и тонкоизмельченных материалов в нефтебитумном продукте, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами (Патент РФ №2140529, МПК6 Е21В 43/22, опубл. 27.10.1997 г.).

Недостатком применения предложенного состава и способа является то, что недостаточен его изолирующий эффект, что отражается на эффективности способа.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, представляющий собой битумсодержащий реагент, который содержит тонкую дисперсию битума с температурой плавления 35-135°С в 1%-ном растворе гидроокиси натрия NaOH или соляной кислоты HCl, а ПАВ - катионоактивные, анионоактивные или неогенные - в качестве эмульгатора, и дополнительно хлористый кальций, а также способ обработки нефтяного пласта, который заключается в закачке в пласт битумсодержащего реагента или его смеси с углеводородным растворителем, представляющем собой нефть или кубовые остатки производства этилбензола и стирола - смолу «КОРЭ» и минерального порошка - бентонитовой глины (Патент РФ №2230900, МПК7 Е21В 43/22, опубл. 20.06.2004 г.).

Недостатком применения предлагаемого состава и способа является то, что при применении данного битумсодержащего реагента не учитывается фациальные и физико-химические особенности вмещающих пород и как следствие отсутствие избирательности (селективности) используемых в способе водоограничительных материалов в отношении водонасыщенных промытых интервалов фациально-неоднородных пластов. Также недостатком известного способа является недостаточная эффективность проводимой технологической операции, а именно низкая проникающая способность высокомолекулярного состава в объем пласта, поэтому не удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную блокировку водонасыщенных зон, а также увеличить фазовую проницаемость для нефти в низкопроницаемых зонах пласта.

В основу предложенного изобретения положена задача создания реагента для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способа обработки обводненного нефтяного пласта, позволяющих увеличивать фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых промытых зонах, и повышение эффективности применения эмульсионных составов в полифациальных отложениях при разработке нефтяных месторождений.

Поставленная задача решается так, что реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, содержащий битумсодержащий продукт, поверхностно-активное вещество (ПАВ), углеводородный растворитель и регулятор рН, в качестве регулятора рН содержит алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами и/или щелочной сток производства капролактама и дополнительно смесь кубовых остатков ректификации глицерина, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородный растворитель	3,0-45,5
Смесь кубовых остатков ректификации глицерина	0,05-10,0
ПАВ	0,05-4,5
Регулятор рН	0,05-10,0
Битумсодержащий продукт	остальное

а также в способе обработки обводненного нефтяного пласта, включающем закачку битумсодержащего реагента, продавку его в пласт и технологическую выдержку, в качестве битумсодержащего реагента используют реагент по п.1.

В вариантах способа:

- в способе по п.2, в реагент вводят химический реагент;

- в способе по п.2, в реагент вводят наполнитель;

- в способе по п.2, в реагент вводят химический реагент и наполнитель;

- в способе по п.2, или 3, или 4, или 5, реагент закачивают циклически, причем после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.

Реагент представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром разнонаправленных физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность. Он находится в коллоидно-дисперсном состоянии, образуя мицеллярные растворы. Дисперсионной средой являются мальтены, диспергированной - смолисто-асфальтеновые вещества. Смолистые фракции, играя роль ПАВ, образуют в агрегате сольватный слой.

В качестве битумсодержащего продукта используют, например, мазут М-100 (M100) по ГОСТ 10585-99, битум нефтяной дорожный жидкий (БНДЖ) по ГОСТ 11955-82, битум нефтяной дорожный (БНД) по ГОСТ 22245-90, битум строительный (БС) по ГОСТ 6617-76, битум хрупкий (БХ) по ГОСТ 21822-87, нефть Зюзеевского месторождения (НЗ) с плотностью - 869 кг/м ³.

В качестве кубовых остатков ректификации глицерина (КОРГ) используют глицериновый гудрон по ТУ 18 РСФСР 925-85.

В качестве ПАВ могут быть использованы, например, Неонол АФ _9-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ_9-6 , АФ_9-4 по ТУ 38.50724-87, Сульфанол НП-3 по ТУ 84-509-87 и др.

В качестве регулятора рН могут быть использованы, например, соли карбоновых кислот - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами по ТУ 38.302163-89.

В качестве наполнителей используют, например, минеральные порошки по ГОСТ 52129-2003, атактический пропилен по ГОСТ 23001-88, мел, глинопорошок по ТУ 5751-002-58156178-2002, портландцемент по ГОСТ 1581-96, древесную муку по ГОСТ 16361-87, сажу по ГОСТ 7885-86, эпоксидную смолу по ГОСТ 10587-93, резиновую крошку по ТУ 38-105590-84, серу по ГОСТ 127.1-93 и др.

В качестве химреагентов используют, например, порошкообразный полиакриламид (ПАА) по ТУ 6-16-2532-810, полиакриламид DP9 81-77, полиэтиленоксид, карбоксиме-тилцеллюлоза (КМЦ), оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ), лигносульфонат (ТУ 61-04-225-79), изопропанол (ГОСТ 9805-76), этиловый спирт и реагент на основе метилового спирта (СНПХ-ИПГ-11 по ТУ 39-05765670-ОП-179-93), кубовые остатки производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85.

В качестве углеводородного растворителя используют, например, дистиллят нефтяной высокосернистый (ДНВ) по ТУ 0251-055-00151638-2003, дистиллят нефтяной (ДН) по ТУ 0251-56-00151638-2003, смола «КОРЭ» по ТУ 2414-033-05766801-95, жидкие продукты пиролиза по ТУ 10285-83 или бензин, газойль, гексан, дизельное топливо, керосин или их смеси.

В качестве продавочной жидкости могут быть использованы, например, битумсодержащий продукт вышеупомянутый или углеводородный растворитель вышеупомянутый, например безводная нефть, пластовая вода, технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор и др.

Примеры приготовления битумсодержащего реагента.

Битумсодержащий продукт нагревают до 80-90°С, затем при перемешивании дозатором вводят углеводородный растворитель. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после охлаждают смесь до 30-40°С и при перемешивании диспергируют смесью кубовых остатков ректификации глицерина (КОРГ), поверхностно-активным веществом (ПАВ) и регулятором рН. Составы реагента приведены в таблице 1.

Таблица 1
№ п/п	Компонентный состав, мас.%
	Битумсодержащий продукт		Органический растворитель		ПАВ		КОРГ	регулятор рН
	1		2		3		4	5
1	мазут М-100	60	Дистиллят нефтяной высокосернистый	10	Неонол АФ 9-12	1	8	ГХА	6
			Отработанный Абсорбент	15
2	мазут М-100	30	Дистиллят нефтяной высокосернистый	13,5	Неонол АФ 9-6	4,5	7	ЩСПК	7
	Битум нефтяной дорожный	35						ГХА	3
3	Битум нефтяной дорожный	68	Дистиллят нефтяной высокосернистый	20	Неонол АФ 9-10	1	3	ЩСПК	8
4	Битум нефтяной дорожный жидкий	55	Дистиллят нефтяной высокосернистый	10	Неонол АФ 9-12	2	10	ЩСПК	8
			Дистиллят нефтяной	15
5	Битум строительный	45	Дистиллят нефтяной высокосернистый	20	Неонол АФ 9-12	2	8	ГХА	3
			смола «КОРЭ»	22
6	Битум хрупкий	38	Дистиллят нефтяной высокосернистый	27	Неонол АФ 9-6	0,5	6	ГХА	10
			Отработанный Абсорбент	18.5
7	Битум нефтяной дорожный	58	Дистиллят нефтяной высокосернистый	31	Неонол АФ9-10	0,5	6	ЩСПК	4,5
8	мазут М-100	66,85	смола «КОРЭ»	3,0	Неонол АФ 9-6	0,05	0,05	ГХА	0,05
	Битум нефтяной дорожный жидкий	30
9	мазут М-100	87,4	смола «КОРЭ»	10,0	Неонол АФ9-12	0,1	1,5	ЩСПК	1,0

Использование заявляемого реагента и способа позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта и увеличение охвата воздействием низкопроницаемых полифациальных нефтенасыщенных зон.

Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.

Использование заявляемого состава и способа позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта и увеличение охвата воздействием низкопроницаемых полифациальных нефтенасыщенных зон.

Способ осуществляется следующим образом.

В призабойную зону добывающей или нагнетательной скважины посредством насосного агрегата в пласт закачивают реагент. Максимальная концентрация наполнителей и химреагентов определяется удерживающей способностью дисперсионной среды. Производят продавку реагента в пласт продавочной жидкостью. Скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 12-48 ч. В варианте способа реагент закачивают циклически, причем после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.

Время окончания обработки контролируют любым известным методом.

После технологической выдержки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по обработке по определению эффективности состава и способа обработки обводненного нефтяного пласта.

Пример 1.

Обрабатывают нефтедобывающую скважину. В скважину спускают технологические насосно-компрессорные трубы (НКТ) с установкой пероворонки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При закрытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата закачивают расчетный объем реагента №3 из таблицы 1 - 16 м ³. Затем продавливают его в пласт 8 м³ минерализованной воды (плотностью =1,15 г/см³). Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. После истечения времени реагирования промывают скважину до забоя, спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

За 6,4 месяцев работы скважины дополнительная добыча составила 558 т нефти.

Примеры 2-7. Выполняют технологические операции как в примере 1. Дополнительно в реагент вводят химреагент или наполнитель или химреагент и наполнитель. Объем битумсодержащего реагента, количество, концентрация химреагентов и наполнителей определяется исходя из конкретных геолого-геофизических условий обрабатываемой скважины: приемистости, вскрытой толщины пласта, результатов геофизических исследований, степени выработанности запасов участка.

Пример 8-10. Выполняют технологические операции как в примере 7. Закачку ведут в 3 цикла, продавливают технологической жидкостью после каждого цикла.

Пример 11 проводился по известному способу (прототипу).

Данные по примерам 1-11 сведены в таблицу 2.

По данным таблицы 2 видно, что заявленный реагент при использовании в способе обработки обводненного нефтяного пласта позволяет существенно увеличить продуктивность скважин, а также увеличить срок продолжительности технологического эффекта.

Таблица 2
№ п/п	Категория скважины	Тип коллектора	Рецептура композиций		Доп. добыча (т)
			изоляционный состав	продавочная жидкость
1	2	3	4	5	6
Заявляемый способ
1	добывающая	терригенный	Реагент 1	мин. вода	378
2	добывающая	карбонатный	реагент 6+ПАА (полиакриламид)	прес. вода	408
3	добывающая	карбонатный	реагент3+ДМ+Полигликоли	нефть	600*
4	добывающая	терригенный	реагент4+КМЦ+ДМ	прес. вода	389
5	добывающая	карбонатный	реагент2+ПАА+Портландцемент	мин. вода	449*
6	нагнетательная	карбонатный	реагент 7+Древесная мука (ДМ)	мин. вода	657
7	нагнетательная	терригенный	реагент5+ПАВ(АФ9-6 )+ПАА+ДМ	прес. вода	540
8	добывающая	карбонатный	реагент 2+ПАВ(АФ9-6)+ПАА+ДМ	мин. вода	723*
9	добывающая	карбонатный	реагент8+Полигликоли	мин. вода	471
10	добывающая	терригенный	реагент9 +ПАА+ДМ	прес. вода	397
Известный способ (прототип)
11	добывающая	карбонатный	битумсодержащий реагент	мин. вода	215
Примечание:
реагент с обозначением степени, степень - это номер состава реагента из таблицы 1.
* - эффект продолжается