Результат интеллектуальной деятельности: СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ВЫТЕСНЕНИЕМ

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Известен состав на основе поликремниевой кислоты, для получения которой используется природный минерал - нефелин и соляная кислота (патент РФ 2089723, E21B 43/22). При этом доля нефелина в составе колеблется в пределах 3-15%, а соляной кислоты 5-9%. Однако состав не обеспечивает необходимого снижения проницаемости обводненного коллектора по причине низких вязкостных свойств получаемого геля.

Наиболее близким к заявленному является состав для повышения добычи нефти вытеснением путем регулирования проницаемости неоднородного коллектора (RU №2167285, E21B 43/27, 43/22) на основе нефелина, цеолитсодержащего компонента, соляной кислоты и воды, при следующем соотношении компонентов: нефелин - 3,0-7,9 мас. %; цеолитсодержащий компонент 0,1-5,0 мас. %; соляная кислота - 6,0-10,0 мас. %, остальное - вода. Однако состав не обладает высокими коэффициентами снижения проницаемости обводненного коллектора, не улучшает нефтевытесняющие свойств закачиваемой воды, а значит недостатком является низкая нефтеотдача залежи.

Целью изобретения является увеличение прочностных свойств закачиваемого гелеобразующего состава.

Поставленная цель достигается тем, что состав для повышения добычи нефти вытеснением, включающий гелеобразующий компонент на основе нефелина и соляную кислоту, содержит в качестве гелеобразующего компонента на основе нефелина тонкомолотый концентрат сиенитовый алюмощелочной с размером частиц 10-50 мкм и соляную кислоту 3-8%-ную при следующем соотношении компонентов, мас. %:

В заявленный состав входит концентрат сиенитовый алюмощелочной (ТУ 5726-047-00203938-97) высокой степени помола с размерами частиц от 10 до 50 мкм в количестве 1,0-8,0 мас. % и водный раствор соляной кислоты 3,0-8,0%-ной остальное. Применение указанного концентрата сиенитового алюмощелочного тонкоизмельченного до размера частиц от 10 до 50 мкм при заявленном его соотношении с соляной кислотой позволяет увеличить закупоривающие свойства закачиваемой композиции за счет образования армированного геля во всем объеме рабочего раствора по сравнению с гелевыми системами из нефелина и цеолитсодержащего компонента. При смешении цеолита с нефелином не устраняется один из существенных недостатков: выпадение до 30% твердой фазы от массы нефелина размерностью до 200 мкм, которая не реагирует с соляной кислотой, что может спровоцировать загрязнение ствола нагнетательной скважины в процессе закачки композиции в пласт, а при закачке больших объемов привести к перекрытию осадком продуктивного интервала. Также в процессе закачки такого состава происходит активный абразивный износ насосного оборудования.

С целью устранения указанных недостатков был произведен помол концентрата сиенитового алюмощелочного (ТУ 5726-047-00203938-97), имеющего исходно крупность +0,2 мм 28-32 мас. %, до размера частиц 10-50 мкм и проведено его лабораторное тестирование. В ходе тестирования неожиданно было выявлено, что твердая фаза размолотого сиенита в процессе реакции с соляной кислотой и имитации движения состава по колонне насосно-компрессорных труб (слабое перемешивание) переходит во взвешенное состояние в получаемом геле, а сам гель на порядок увеличивает свои прочностные характеристики. В структуре сиенитового концентрата с размерами частиц 10-50 мкм имеются дисперсные частицы минералов, которые являются координационными центрами гелеобразования (нефелин, микроклин, гидрослюды) и в присутствии гелеобразователя - соляной кислоты указанной концентрации образуют армированный гель с более высокими прочностными свойствами, причем образование гелевой системы происходит во всем объеме рабочего раствора и отсутствует нерастворившийся в соляной кислоте осадок. В результате закачки гелеобразующего состава в пластовых условиях происходит увеличение не только коэффициента охвата пласта воздействием, но и усиление нефтевытесняющих свойств закачиваемой воды благодаря высокой проникающей способности части концентрата сиенитового алюмощелочного с размерностью 10-50 мкм совместно с соляной кислотой указанной концентрации в матрицу нефтяной породы с размерностью пор менее 60 мкм, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.

Дополнительно были проведены эксперименты с уменьшением количества основных веществ в гелеобразующей системе.

По результатам выполненных экспериментов отмечается, что объемная гелевая структура наблюдается во всем диапазоне исследованных концентраций, каждая из которых может быть рекомендована для закачки либо в низкопроницаемых коллекторах (1 мас. %. : 3 мас. %, концентрат к соляной кислоте соответственно), либо в трещиноватых коллекторах (8 мас. % : 8 мас. %).

Состав готовится из промышленно выпускаемых реагентов: концентрат сиенитовый алюмощелочной (ТУ 5726-047-00203937-97), содержащий, масс. %: апатит 0,3-0,8, нефелин 7-80, микроклин 10-14, гидрослюды 1-3, титаномагнетит 0,2-0,4, техническая соляная кислота по ГОСТ 857-88.

Сравнение известного и предлагаемого составов осуществлено по результатам лабораторных испытаний. Испытания проводили в опытах по снижению проницаемости модели пласта при фильтрации составов. Результаты сведены в таблицу 1.

По результатам, приведенным в таблице, видно, что максимальное снижение проницаемости при концентрация цеолита и нефелина составляет 84,9%. Заявленный состав, содержащий концентрат сиенитовый алюмощелочной - 1,0-8,0 мас % и 3-8%-ную соляную кислоту остальное (HCL - 3,0-8,0 мас. %) обладает более высокой закупоривающей способностью, чем нефелин в комплексе с цеолитсодержащим компонентом.

Динамическая вязкость получаемых гелей из нефелина и соляной кислоты составляет 250 мПа·с при концентрации нефелина 6-8% и соляной кислоты 8-10%. Полученный гель со взвешенными частицами перемолотого нефелинового концетрата алюмощелочного по результатам тестирования в ОАО «ВНИИнефть» им. А.П. Крылова при тех же концентрациях веществ имеет вязкость до 14000 мПа·с, т.е. вязкость получаемой композиции в 50 раз выше, чем у прототипа. Гель получается высокоструктурированный не текучий. Повышение устойчивости геля оказывает более продолжительное сопротивление режиму фильтрации через участки с высокой проницаемостью.

Дополнительно в механизме нового состава установлена возможность образования сферических гелевых глобул, способных воздействовать на пленочную остаточную нефть, наблюдается эффект «жесткого соскабливания» капель нефти с поверхности пористой среды. Эта составляющая механизма воздействия отсутствует в известном составе на основе нефелина и цеолитсодержащего компонента. Таким образом, новый состав позволяет повысить технологический и экономический эффект.

Промысловое испытание предлагаемого состава осуществлено в условиях разработки нефтяной залежи Западной Сибири. Пилотный участок эксплуатируется 9 нагнетательными и 30 добывающими скважинами. Обводненность добываемой продукции составляет в среднем 87%. Объем закачиваемой гелеобразующей композиции составляет 69 м3 в среднем на 1 скважино-обработку. Снижение обводненности составило 0,8-10%, объем попутно добываемой воды уменьшился на 30000 т, дополнительно добыто более 6000 т нефти за первые два месяца, эффект продолжается.