Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков добывающих скважин.

Известно регулирование разработки месторождений с помощью водного раствора полиакриламида. Однако этот способ малоэффективен на месторождениях с трещиноватой или высокопроницаемой породой, так как даже при больших концентрациях полиакриламида (0,3-0,5%) в растворе не создается эффективное сопротивление фильтрации воды в такой пористой среде.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений (Пат. РФ №1710708, 07.02.1992, Е21В 43/22), содержащий полиакриламид - 0,05-0,5%, бентонитовую глину - 1-8% и воду - остальное. Недостатком известного состава является низкая эффективность из-за малой устойчивости к размыву бентонитовой глины вследствие неполного осаждения глинистых частиц в поровом пространстве.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому полимерному составу для регулирования разработки нефтяных месторождений является состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий, масс. %: водорастворимый полимер - полиакриламид, полисахарид, полиметакрилаты 0,1-0,3, сшивающий агент - ацетаты, тартраты, цитраты щелочных металлов, хроматы аммония 0,01-0,03 и наполнитель в виде диоксида кремния - белой сажи марки БС-120 или Росил-175 0,1-1,0 (Пат. РФ №2256785, опубл. 20.07.2005). Недостатком является низкая эффективность используемого состава вследствие деструктивных процессов, происходящих с полиакриламидом в процессе закачки, а также в пластовых условиях высокотемпературных месторождений.

Целью изобретения является повышение эффективности обеспечения регулирования разработки нефтяного месторождения за счет создания блокирующих экранов в водопромытых зонах пласта с улучшенными прочностными свойствами.

Указанная цель достигается тем, что полимерный состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, содержащий пластовую воду с минерализацией до 100 г/л, полиакриламид, сшивающий агент и наполнитель, содержит в качестве сшивающего агента ацетат хрома, а в качестве наполнителя - реагент AC-CSE-1313 марка В при следующем соотношении компонентов, масс. %: полиакриламид 0,1-0,6, 50% водный раствор ацетата хрома 0,01-0,06, указанный реагент 0,5-5,0, вода остальное.

В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды отечественных марок, в т.ч. полиакриламид «CSE-1614» (ТУ 2458-016-66875473-2014, производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»). В качестве наполнителя используют тонкодисперсный реагент AC-CSE-1313 марка В (ТУ 2458-013-66875473-2013 с изм. 1, 2, производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), представляющий собой квасцы состава Na4Al4SiO10, порошок с насыпной плотностью не менее 500 кг/м³, средняя размерность частиц 30 мкм. Возможность эффективного регулирования разработки нефтяного месторождения с применением предлагаемого полимерного состава обеспечивается за счет постепенного наращивания прочности и объема образующейся гелевой системы в результате целенаправленного ударного вкрапления наполнителя в узловые схемы структуры геля.

Следующие примеры иллюстрируют эффективность предлагаемого состава по сравнению с составом-прототипом.

Пример 1. В стеклянную колбу объемом 250 мл заливается расчетное количество пластовой воды (99,39 г) с минерализацией 80 г/л. При постоянном перемешивании добавляется полиакриламид (0,1 г). Раствор перемешивается в течение 1 часа до полного растворения полимера. Затем при постоянном перемешивании в колбу загружается реагент AC-CSE-1313 марка В (0,5 г). При этом происходит равномерное распределение реагента во всем объеме. На заключительном этапе добавляется сшивающий агент - 50%-ный водный раствор ацетата хрома (0,01 г). Полученный состав имеет широкий температурный диапазон применения от 20 до 90°С. При этом скорость сшивания прямо пропорциональна окружающей температуре и увеличивается с ее ростом.

Пример 2. В стеклянную колбу объемом 250 мл заливается расчетное количество пластовой воды (97,17 г) с минерализацией 40 г/л. При постоянном перемешивании добавляется полиакриламид (0,3 г). Раствор перемешивается в течение 1 часа до полного растворения полимера. Затем при постоянном перемешивании в колбу загружается реагент AC-CSE-1313 марка В (2,5 г). При этом происходит равномерное распределение реагента во всем объеме. На заключительном этапе добавляется сшивающий агент - 50%-ный водный раствор ацетата хрома (0,03 г). Полученный состав имеет широкий температурный диапазон применения от 20 до 90°С. При этом скорость сшивания прямо пропорциональна окружающей температуре и увеличивается с ее ростом.

Пример 3. В стеклянную колбу объемом 250 мл заливается расчетное количество пластовой воды (94,34 г) с минерализацией 30 г/л. При постоянном перемешивании добавляется полиакриламид (0,6 г). Раствор перемешивается в течение 1 часа до полного растворения полимера. Затем при постоянном перемешивании в колбу загружается реагент AC-CSE-1313 марка В (5 г). При этом происходит равномерное распределение реагента во всем объеме. На заключительном этапе добавляется сшивающий агент - 50%-ный водный раствор ацетата хрома (0,06 г). Полученный состав имеет широкий температурный диапазон применения от 20 до 90°С. При этом скорость сшивания прямо пропорциональна окружающей температуре и увеличивается с ее ростом.

Прототип. Аналогично Примерам 1-3 готовился рабочий раствор по прототипу, используя компонентный состав, указанный в таблице 1.

Известный состав. Аналогично Примерам 1-3 готовился рабочий раствор известного состава, используя компонентный состав, указанный в таблице 1.

Отличается от прототипа: Гидрофильность поверхности предлагаемого наполнителя, а также размер частиц позволяет использовать наполнитель при низких значениях проницаемости пласта, а также равномерно распределяться в рабочем растворе и в дальнейшем в закачиваемой зоне пласта. Применение максимальных концентраций наполнителя в рабочем растворе не приводит к значительному росту давления.

Таким образом, предлагаемый состав является геологически адаптированным полимерным составом PAG для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений.

Эффективность предлагаемого полимерного состава подтверждается опытными промысловыми работами. Реализацию метода проводили на очаге воздействия, включающем одну нагнетательную и четыре добывающие скважины. Приемистость скважины - 420 м³/сут. Обводненность продукции добывающих скважин - 90%, среднесуточный дебит нефти - 35,6 т/сут, расход реагентов на обработку составил: 2 т ПАА, 0,400 т ацетата хрома, 2 т реагента AC-CSE-1313 марка В. Общий объем закачиваемого состава составил 400 м³ при следующих концентрациях применяемых химреагентов: ПАА - 0,5% масс.; ацетат хрома 50% раствор - 0,05% масс.; AC-CSE-1313 марка В - 0,5% масс. В процессе проведения технологического процесса по закачке состава давление нагнетания практически не увеличивалось. За период 5 месяцев после закачивания состава дополнительно добыто 900 т нефти, эффект продолжается.