СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/22 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения остаточной нефти, газа из неоднородных по проницаемости пластов.

Известен способ вытеснения нефти из неоднородных коллекторов путем регулирования проницаемости гелеобразующей композицией на основе цеолитсодержащего компонента для производства CMC по ТУ 38.1011366-94 и водного раствора соляной кислоты (А.В.Овсюков и др. Исследование свойств гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое дело, N 11, 1996, с. 25). Однако способ не обеспечивает необходимого снижения проницаемости высокопористых обводненных коллекторов, требует большого расхода реагентов, удорожает процесс и снижает рентабельность добычи нефти.

Известен способ извлечения остаточной нефти из пласта путем последовательной закачки отхода процесса подготовки нефти, содержащим 0.5-25.0% взвешенных частиц, и водного раствора ПАВ (патент N 2129657 РФ, E 21 B 43/22, 27.04.99 г. , 5 с.). Однако способ не достаточно эффективен из-за плохого смешения закачиваемых агентов в пластовых условиях и неустойчивости образующейся дисперсии к воздействиям вытесняющей воды.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности способа вытеснения остаточной нефти из неоднородных пластов путем более рационального снижения проницаемости обводненного коллектора.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе вытеснения остаточной нефти из неоднородных платов, включающем последовательную закачку отхода процесса подготовки нефти и воды с добавкой, согласно изобретению, в качестве добавки используют водный раствор соляной кислоты с цеолитсодержащим компонентом, причем добавку вводят между оторочками отхода процесса подготовка нефти в объемном соотношении 1:2:1.

В качестве отхода процесса подготовки нефти применяется смесь из 75.0-99.5% сырой нефти по ГОСТ 9965-76 и 0.5-25.0% глинопорошка по ГОСТ 25795-83. В известном способе рабочие агенты закачиваются последовательно с водным раствором ПАВ-неонола по ТУ 38-507-63-300-93. При этом основным вытесняющим агентом является, образующаяся в пластовых условиях водонефтяная эмульсия, стабилизированная твердыми дисперсными частицами.

Цеолитсодержащий компонент применяется на производстве синтетических моющих средств и в качестве компонента гелеобразующего состава с синтетической соляной кислотой технической по ГОСТ 857-88 для регулирования проницаемости неоднородного коллектора.

Последовательное закачивание отхода процесса подготовки нефти и цеолитсодержащего компонента в водном растворе соляной кислоты по предлагаемому способу создает более благоприятные условия смешения в обводненном коллекторе, образования водонефтяной эмульсин. Основным преимуществом нового способа является образование механически более прочного осадка из твердых частиц отхода процесса подготовки нефти, сцементированными гелеобразующей системой цеолитсодержащего компонента. Образующийся прочный осадок обладает повышенными закупоривающими свойствами обводненного коллектора и действует более продолжительное время по сравнения с известными способами. Высокая эффективность закупорки обводненного коллектора обеспечивает большее снижение доли обводненности продукции и увеличение объема дополнительно добываемой нефти. Способ предусматривает применение промышленно выпускаемых реагентов, и трудноутилизируемых отходов подготовки нефти.

Сравнение известного и предлагаемого способов осуществляется по результатам лабораторных и промысловых опытов (таблица).

Пример 1. Сравнение способов в лабораторных условиях осуществлено по результатам снижения проницаемости пористой среды. В опытах по фильтрации использована пористая среда длиной 300 мм, диаметром 50 мм, наполненная кварцевым песком или молотым известняком фракции 0.05 - 1.20 мм. Керны предварительно насыщались сточной водой плотностью 1140 кг/м³ или нефтью Уршакского месторождения. Фильтрация проводилась при постоянном перепаде давления. Проницаемость определялась при фильтрации сточной воды. При испытании предлагаемого способа 5 мл водорастворимого полимера, приготовленного смешением 12%-ых водных растворов цеолитсодержащего компонента и соляной кислоты, до и после закачивания изолирован 2.5 мл дисперсией глины в нефти. Способ по прототипу испытан последовательным закачиванием по 5 мл 11.8% водного раствора неонола АФ9-12 и 5% дисперсии глинопорошка в нефти. Характеристики керна, составы закачиваемых оторочек и результаты по снижению проницаемости кернов приведены в таблице. Из результатов видно, что предлагаемый способ позволяет на 17.2 - 21.9 % увеличить закупоривающие свойства рабочих агентов по сравнению с известным. Такое превышение наблюдается на кварцевых и известняковом кернах, при предварительном насыщении керна сточной водой или нефтью (оп. 1-6).

Пример 2. Промысловое испытание предлагаемого способа осуществлено на нефтяной залежи с песчаным коллектором, глубина 1234 - 1228 м. Выбранный участок эксплуатируется 2 нагнетательными и 5 добывающими скважинами. Приемистости нагнетательных скважин при 9.6 МПа составляют 270 и 420 м³/сут. Обводненность продукции добывающих скважин 88 - 96%, дебит по нефти 1.8 - 29.2 м³/сут.

В первую нагнетательную скважину последовательно закачано:
- дисперсия 3.6 т нефти и 0.4 т глинопорошка;
- раствор 0.5 т цеолитсодержащего компонента в 8 м³ 6%-ной соляной кислоте;
- дисперсия 3.6 т нефти и 0.4 т глинопорошка.

Во второй нагнетательной скважине объемы закачанных рабочих агентов увеличены в 2 раза. Технологический процесс завершается закачкой продавочной жидкости - нефти в объеме 12 м³. Скважины останавливаются на реагирование в течение 72 часов.

Снижение обводненности продукции добывающих скважин в течение 1 года после закачивания составило 0.8 - 14.1%, объем попутно добываемой воды уменьшился на 119207 м³, дополнительно добыто 3346 т нефти.

Пример 3. Известный способ испытан на опытном участке, эксплуатируемом 1 нагнетательной и 2 добывающими скважинами того же нефтяного месторождения. Приемистость нагнетательной скважины при 9.6 МПа 380 м³/сут. Обводненность продукции добывающих скважин 79 и 92%, дебиты по нефти 1.2 и 24.5 м³/сут.

В нагнетательную скважину последовательно закачано 2 оторочки рабочих агентов. Первая оторочка состояла из 0.1 т неонола и 16 м³ пресной воды. Второй оторочкой закачано 16 м³ нефтяного отстоя, содержащего 5.25% взвешенных частиц. Рабочие агенты продавливались 12 м³ пресной водой. Остановка на реагирование продолжалась 72 часа.

Снижение обводненности продукции добывающих скважин составили 0.9 и 4.1%, объем попутно добываемой воды уменьшился на 32482 м³, в течение 1 года дополнительно добыто 972 т нефти.

Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения остаточной нефти, газа из неоднородных по проницаемости пластов. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения остаточной нефти из неоднородных пластов путем более рационального снижения проницаемости обводненного коллектора. В способе вытеснения остаточной нефти из неоднородных пластов, включающем последовательную закачку отхода процесса подготовки нефти и воды с добавкой, в качестве добавки используют водный раствор соляной кислоты с цеолитсодержащим компонентом, причем добавку вводят между оторочками отхода процесса подготовки нефти в объемном соотношении 1 : 2 : 1. 1 табл.

Способ вытеснения остаточной нефти из неоднородных пластов, включающий последовательную закачку отхода процесса подготовки нефти и воды с добавкой, отличающийся тем, что в качестве добавки используют водный раствор соляной кислоты с цеолитсодержащим компонентом, причем добавку вводят между оторочками отхода процесса подготовки нефти в объемном соотношении 1 : 2 : 1.