СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку через нагнетательную скважину минеральной воды, водного раствора полимера, минерализованной воды, концентрированного раствора щелочи [1].

Недостатком данного способа является невозможность подключения к разработке пропластков с низкой проницаемостью, так как все нагнетаемые растворы будут фильтроваться через наиболее проницаемые участки пласта.

Наиболее близким к изобретению является способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла и водного раствора щелочного стока производства капролактама [2].

Недостатком данного способа является низкая эффективность изоляции промытых и трещиноватых зон пласта и отсутствие реагента, способствующего смачиванию горной породы и отмыву нефти при последующей закачке вытесняющего агента.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки путем изоляции промытых и высокопроницаемых пластов; вовлечение в разработку наиболее низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта и увеличения их нефтеотдачи.

Техническая задача решается тем, что в неоднородный нефтяной пласт через нагнетательную скважину последовательно закачивают водный раствор соли многовалентного металла и полимерно-щелочной раствор с последующей закачкой вытесняющего агента, причем перед нагнетанием вытесняющего агента, закачивают щелочной раствор.

В качестве вытесняющего агента используют водный раствор 0,01 - 0,05% неионогенного или анионактивного ПАВ.

В качестве соли многовалентного металла используют соли хлорида или сульфата алюминия с концентрацией 1 - 3%.

Для приготовления полимерно-щелочного раствора используют водорастворимые полимеры класса ПАА и КМЦ с концентрацией 0,15 - 0,50%.

В качестве раствора щелочи применяют соли щелочных металлов органических кислот - отход производства капролактама ЩСПК.

Согласно ТК 113-03-488-84 ЩСПК содержит:
Массовая доля сухого вещества, % - 25 - 45
Массовая доля натриевых солей органических кислот (адипинат натрия), % - 18 - 30
Массовая доля циклогексанола, % - Не более 0,8
Массовая доля циклогексанона, % - Не более 0,2
Массовая доля смолы, % - Не более 10
pH раствора - 10 - 13
Плотность при 20^oC, г/см³ - 1,1 - 1,2
Сущность изобретения заключается в следующем.

В пласт через нагнетательную скважину закачивают раствор соли алюминия, имеющего вязкость, равную вязкости воды. Раствор при закачке пойдет в зону, имеющую меньшее фильтрационное сопротивление.

Затем закачивают полимерный раствор гидрализованный щелочью. При взаимодействии в пласте с катионами алюминия происходит образование обильного не растворимого в воде осадка, представляющего собой сшитый алюминием трехмерный полимер, а также высаждение из щелочного стока капролактама, который увеличивает закупоривающую способность полимера и увеличивает стойкость сшитого полимера к пластовому флюиду.

После изоляции высокопроницаемых зон в пласт закачивают щелочной сток в сочетании с раствором неионогенного или анионактивного ПАВ. Так как ЩСПК имеет повышенную вязкость 13 - 15 сП, при закачке создается повышенное фильтрационное сопротивление, что способствует увеличению охвата пласта щелочным воздействием, а увеличение нефтеотдачи пласта происходит за счет вовлечения в разработку новых нефтенасыщенных пропластков.

Щелочные стоки, являясь натриевыми солями органических жидких кислот, имеют низкое межфазное натяжение на границе с нефтью и в сочетании с ПАВ улучшают отмыв и вытеснение погребенной нефти.

Проведенные лабораторные исследования по определению количества закупоривающего осадка для осуществления предлагаемого способа представлены в табл. 1.

Из результатов табл. 1 следует, что образование наибольшего количества сшитого полимера происходит при взаимодействии растворов ПАА - ЩСПК и хлорида алюминия.

Количество закупоривающего осадка по предлагаемому способу в 2 - 3 раза больше, чем по прототипу, даже в случае использования максимальных концентраций (опыт 3).

Для определения закупоривающих свойств материалов и последующего вытеснения нефти по предлагаемой технологии в лаборатории проведены исследования на искусственных линейных моделях длиной 110 - 120 мм, диаметром 30 - 40 мм.

Исследования проводились по общепринятым методикам.

Результаты исследований представлены в табл. 2, из которой видно, что коэффициент изоляции и отмыв (вытеснение) нефти в опытах 3 - 5 по предлагаемой технологии значительно выше, чем по прототипу (опыт 1 и 2).

При реализации способа на месторождении закачку ведут в одну или несколько нагнетательных скважин. В скважину закачивают 20 - 25 м³ 2 - 3%-ного водного раствора хлорида алюминия и продавливают в пласт таким же объемом полимерно-щелочным раствором. После 2 - 3 часовой выдержки, необходимой для взаимодействия хлорида алюминия с полиакриламидом гидролизованным ЩСПК, в результате которого образуется сшитый нерастворимый полимер, в скважину закачивают 20 - 50 м³ щелочного стока. В качестве вытесняющего агента используют водный раствор неионогенного или анионактивного ПАВ.

Для осуществления технологии используют стандартное оборудование. Закачку реагентов можно проводить циклами. Каждый последующий цикл аналогичен первому циклу.

Оптимальный объем закачки указанных растворов определяется по общепринятым методикам исходя из физико-химических и геологических особенностей пласта и может составлять 40 - 200 м³.

Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта, неоднородного по геологическому строению на поздней стадии разработки, за счет выравнивания профиля приемистости с последующим щелочным воздействием.

Источники информации
1. Патент РФ N 2004782, кл. E 21 B 43/22, 1993 г.

2. Патент РФ N 2039224, кл. E 21 B 43/22, 33/138, 1995, прототип.

Способ разработки нефтяной залежи включает закачку в пласт водного раствора соли многовалентного металла, полимерно-щелочного раствора и водного раствора ПАВ. В качестве полимерно-щелочного раствора используют соли щелочных металлов органических кислот и полиакриламид в соотношении 1:1. Способ позволяет увеличить прирост коэффициента нефтеотдачи, повысить эффективность вытеснения нефти из неоднородных пластов на поздней стадии разработки. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, отличающийся тем, что в пласт дополнительно закачивают полимерно-щелочной раствор с последующей закачкой раствора щелочи и водного раствора ПАВ. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимерно-щелочного раствора используют соли щелочных металлов органических кислот, например натриевую соль адипиновой кислоты, и полиакриламид в соотношении 1 1. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве раствора щелочи используют соли щелочных металлов органических кислот, при этом раствор щелочи и водный раствор ПАВ берут в соотношении 1 1.