Результат интеллектуальной деятельности: СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОДЫ В ДОБЫВАЮЩИЕ НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти.

В настоящее время одним из основных требований, предъявляемым к водоизолирующим составам, являются избирательность воздействия на продуктивный пласт. Они должны изолировать приток пластовых вод, то есть пропускать через себя углеводородную составляющую (газ, нефть, газовый конденсат) и отсекать поступающую из пласта воду.

Известен состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из кремнийорганических соединений полифенилэтоксисилоксана и этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия ГКЖ-11 (SU 1078036, опубл.07.031984).

Известен состав для изоляции пластовых вод, включающий кремнийорганическую жидкость и водный раствор поливинилового спирта при их объемном соотношении 1:1 (RU 2032068, опубл. 27.03.1995).

Известен водоизолирующий состав, содержащий гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 или ГКЖ-11, водный раствор поливинилового спирта и алюмосиликатные микросферы (RU 2211306, опубл.27.08.2003).

Недостатками этих кремнийорганических составов являются их низкая селективность и высокая стоимость работ при изоляции пластовых вод, когда расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды многократно возрастают.

Известен способ ограничения водопритока и водонефтяная эмульсия, используемая в способе, включающий закачку в пласт гидрофильной водонефтяной эмульсии, содержащей водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и дисперсную фазу - нефть (SU 726305, опубл. 05.04.1980 г.). Недостатком данного способа является обводнение скважин за короткий срок из-за недостаточной вязкости выделившейся при распаде эмульсии нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по решаемой технической задаче и химическому составу является состав для изоляции водопритока в добывающие нефтяные скважины, представляющий собой водный раствор этаноламида жирной кислоты, вторичного спирта - изопропанола и многоатомного спирта - этиленгликоля (RU №2527996, опубл. 03.07.2013 г., прототип). Эффективность состава достигается избирательной изоляцией обводненных интервалов нефтяного пласта при сохранении проницаемости нефтенасыщенных. Однако состав-прототип недостаточно эффективно блокирует промытые зоны в высокопроницаемых трещиноватых коллекторах, поскольку не обеспечивает достаточную адсорбцию гидрофобизирующего компонента на поверхности породы, что сказывается, в конечном счете, на эффективности ограничения водопритока и нефтеотдачи.

Поиск новых эффективных составов для ограничения водопритока в добывающие нефтяные скважины, расширяющих арсенал известных средств указанного назначения, является актуальной задачей.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ и интенсификация добычи нефти за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов.

Технический результат достигается применением для изоляции притока воды в добывающие скважины и интенсификация добычи нефти гомогенного состава, включающего в себя олеиновую кислоту, смесь органических сульфокислот с 10-18 углеродными атомами, алифатический спирт - метанол или изопропанол, этаноламин и пресную воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Механизм селективного действия заявленного состава основан на избирательном образовании закупоривающего изоляционного экрана при контакте с пластовой водой. В нефтенасыщенных интервалах при контакте с нефтью состав не формирует изоляционный материал. Таким образом, композиция сама «находит» в пласте зону притока пластовой воды в скважину и блокирует его. Избирательная изоляция обводненных интервалов нефтяного пласта достигается за счет различной растворимости образующейся этаноламинной соли жирной кислоты в пластовой воде и нефти. Гомогенность состава достигается наличием определенного количества алифатического спирта, а его высокая адсорбция на поверхности породы достигается за счет органических сульфокислот, являющихся поверхностно-активными веществами.

В заявляемом композиционном составе в качестве ингредиентов использованы доступные дешевые реагенты:

Олеиновая кислота техническая по ГОСТ 7580-91,

Этаноламины по ТУ 2423-159-00203335-2004,

Метанол технический по ГОСТ 2222-95,

Изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84,

Смесь органических сульфокислот по ТУ 2481-001-13002012-2017.

Состав получают путем механического смешивания взвешенных количеств ингредиентов.

Для подтверждения эффективности применения заявляемого состава были проведены исследования на четырех одиночных моделях нефтяного пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющих собой металлическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой породой. Для создания реликтовой водонасыщенности модели под вакуумом насыщались пластовой водой. Для создания начальной нефтенасыщенности пластовую воду из порового пространства вытесняли нефтью. Вытеснение проводили до полной стабилизации фильтрационных характеристик на выходе из пористой среды. При создании остаточной нефтенасыщенности модели подключались к напорной емкости и проводилось вытеснение нефти из порового пространства модели пластовой водой. Вытеснение нефти проводили до полной обводненности продукции на выходе модели. Все этапы эксперимента проводились при температуре 26°С.

После создания остаточной нефтенасыщенности в поровом пространстве модели нефтяного пласта, в соответствии с постановкой задачи в эксперименте, с обратной стороны был введен заявляемый состав (примеры 1-3) в объеме 10% от порового объема модели и продолжено вытеснение нефти пластовой водой в первоначальном направлении. Результаты представлены в таблицах 1-3.

Пример 1. Состав содержит олеиновую кислоту (20 мас.%), смесь сульфокислот (2 мас. %), моноэтаноламин (5 мас.%), изопропанол (30 мас.%), и воду (43 мас.%). Проведено четыре эксперимента с вышеуказанным составом:

Модель №1 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей карбоновые отложения.

Модель №2 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей карбоновые отложения.

Модель №3 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей девонские отложения.

Модель №4 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирующей девонские отложения.

Анализ данных таблицы 1 указывает на снижение проницаемости моделей по воде от 2,94 раз (модель №4) до практически полного затухания фильтрации (модель №3).

На моделях 1 и 2 с использованием пластовой воды и нефти, отобранной из скважины, эксплуатирующей карбоновые отложения снижение проницаемости по воде составляет 9,4 и 10,4 раз соответственно. Остаточная нефтенасыщенность снизилась на 21,2-42,1%. По сравнению с прототипом водоизоляция улучшилась практически в 2 раза, а дополнительное извлечение нефти увеличилось на 10-15%.

V_пор - объем пор модели нефтяного пласта, см³;

k_абс - абсолютная проницаемость (по газу), мкм²;

k_вод - проницаемость модели по воде, начальная, мкм²;

S_н - максимальная (начальная) нефтенасыщенность (объем пор модели, занятый нефтью), %;

k_неф - проницаемость модели по нефти, мкм²;

S_ост - нефтенасыщенность модели после вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности);

k_{вод.ост.н/н} - проницаемость модели с остаточной нефтенасыщенностью по воде, мкм²;

S_{ост.кон} - нефтенасыщенность модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности);

k_{вод.кон} - проницаемость модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой, мкм.

Пример 2. Состав содержит олеиновую кислоту (30 мас.%), смесь сульфокислот (5 мас.%), диэтаноламин (10 мас.%), изопропанол (30 мас.%), и воду (25 мас.%).

Эксперименты проведены аналогично примеру 1 на тех же моделях, результаты представлены в таблице 2.

Применение вышеуказанного состава приводит к более значительному (12-13 раз) снижению проницаемости по воде, при этом нефтенасыщенность пласта снизилась максимально на 43,3% (модель 2). По сравнению с прототипом наблюдается двукратное снижение проницаемости по воде. Остаточная нефтенасыщенность (S_{ост.кон}) снизилась по сравнению с прототипом, дополнительное извлечение нефти увеличилось до 50%.

Пример 3. Состав содержит олеиновую кислоту (5%), смесь сульфокислот (1%), триэтаноламин (3%), метанол (20%), и воду (71%). Эксперименты проведены аналогично примеру 1 на тех же моделях, результаты представлены в таблице 3.

Применение вышеуказанного состава приводит к снижению (6-7 раз) проницаемости по воде и снижению нефтенасыщенности (на 20-40%) моделей 1 и 2 пласта. Эти показатели практически совпадают с показателями прототипа. Однако, учитывая значительно более низкую концентрацию активной основы в исследуемом составе, можно сделать вывод о более эффективном воздействии состава на проницаемость по воде и нефтевытеснению.

Таким образом, предложен гомогенный селективный состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины, обладающий значительно большей водоизоляционной способностью (до 100%) по сравнению с прототипом и увеличивающий дополнительное извлечение остаточной нефти (до 50%).