Повышение нефтеотдачи пластов - решения

1. Высокомодульное стекло "НАФТОСИЛ"

СЕРТИФИКАТ СООТВЕТСТВИЯ № ТЭК RU.ХП25.Н02593 Система добровольной сертификации топливно-энергетического комплекса ТЭКСерт;

СЕРТИФИКАТ НА ПРИМЕНЕНИЕ ХИМПРОДУКТА В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТА НЕФТИ № 153.39.RU.245810.02489/08/09

"НАФТОСИЛ" представляет собой модифицированное жидкое натриевое стекло, которое включено в список реагентов, разрешенных в нефтедобывающей промышленности и применяется для селективной изоляции промытых зон пласта с целью снижения обводненности, увеличения охвата пласта заводнением, повышения нефтеотдачи, ликвидации заколонных перетоков.

В отличие от составов на основе жидкого стекла, "НАФТОСИЛ" обладает меньшей концентрацией закачиваемых растворов, регулируемым временем гелеобразования, повышенной прочностью гелей, их устойчивостью до +250⁰ С. Применяется при обработке нагнетательных и добывающих скважин.

Модификация жидкого натриевого стекла заключается в получении олигомерных частиц силиката натрия при соотношении SiO₂ к Na₂O 1:5 в готовом продукте.

Реагент используется в виде рабочих растворов, получаемых разбавлением "Нафтосила" пресной или пластовой водой 6-30 раз с последующей закачкой штатным оборудованием в нагнетательную или добывающую скважину. При контакте с пластовой водой плотностью 1,05-1,2 г/см3 образуется гель во всем объеме водонасышенной зоны пласта. Возможно применение на месторождениях с пресной пластовой водой, при этом в технологический раствор вводится гелеообразователь, позволяющий регулировать время гелеообразования от 0,5 до 30 часов. Вязкость "Нафтосила" близка к вязкости воды (1,01-1,5 сП), поэтому возможна обработка скважин с любой проницаемостью (до 5 мД). Гель выдерживает декомпрессию 200 атм. на 1 м пропитанного им пласта, устойчив к действию соляной кислоты и других применяемых в нефтедобыче реагентов. Гель растворяется под действием раствора щелочи.

Физико-Химические показатели "НАФТОСИЛ" по ТУ 2145-006-95412478-2008

№№ пп	Наименование показателя	Норма
1.	Внешний вид	Жидкость прозрачная или с серовато-белым оттенком без механических включений и примесей видимых невооруженным глазом.
2.	Массовая доля окиси натрия, %	3.5-4.5
3.	Плотность, г/куб. см	1.16-1.25
4 .	Силикатный модуль	5.0-6.0
5.	Массовая доля двуокиси кремния, %	17.5-27.0
6.	рН, ед.	10.6-11.5

2. Коллоидный кремнезоль «КЗ-ТМ»

Коллоидный кремнезоль "КЗ-ТМ"

Коллоидный кремнезоль "КЗ-ТМ" представляет собой модифицированное жидкое натриевое стекло, которое включено в список реагентов, разрешенных в нефтедобывающей промышленности и используется в качестве водоограничительного материала при ремонте нефтедобывающих скважин для их гидроизоляции, а также в качестве реагента, повышающего нефтеотдачу пластов при закачке в нагнетательные скважины.

Модификация жидкого натриевого стекла заключается в том, что "КЗ-ТМ" при равной концентрации кремнеземного компонента в водном растворе содержит на 2-3 порядка меньше щелочи. Устойчивость раствора достигается выращиванием кремнезема из моно- тримерного молекулярного состояния в коллоидное состояние с размерами частиц 7-15 нм. Для стабилизации коллоидного раствора используется значительно меньше количество щелочи. При практическом использовании "КЗ-ТМ" для гидроизоляции пластов или в качестве связующего вещества, образующие гели обладают повышенной прочностью, которые выдерживают декомпрессию 200 атм. на 1м пропитанного им пласта и не требуют нейтрализующих щелочь компонентов.

В качестве основных критериев по подбору скважин учитывается геологическое строение, неоднородность пласта, дебет по жидкости, обводненность добываемой продукции не менее 85%, проницаемость не м енее 50 мД.

Технология основана на взаимодействии "КЗ-ТМ" с пластовой водой с последующим образовонием геля. Технологический раствор, закачиваемый в пласт, готовится из "КЗ-ТМ" разбавлением пресной водой до заданной концентрации. Объём закачиваемого раствора устанавливается от 2,8 куб.м. на 1 м толщины пласта и выше. Допускаются также вариации по концентрации.

Технологическая схема закачки технологического раствора кремнезоля: пластовая вода - пресная вода - технологический раствор "КЗ-ТМ" - пресная вода - пластовая вода. Роль пресной воды - буфер, предотвращающий преждевременное гелеобразование в НКТ. Роль пластовой воды с плотностью не ниже 1,06 г/куб. см - инициатор гелеобразования.

По мнению специалистов БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть по итогам обработак скважин, "КЗ-ТМ" является наилучшим водоограничительным материалом по величине прибыли на одну обработку и по эффективности на одну тонну реагента.