СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2005 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки терригенных слоисто-неоднородных заводненных нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяной залежи, по которому ведут периодическую закачку водной дисперсии, содержащей смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы (Пат. РФ №2136872, Е 21 В 43/22, опубл. 10.09.99.). Недостатком данного способа при разработке нефтяного пласта является невысокая эффективность вытеснения нефти за счет ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пласта в результате глинизации пород-коллекторов и низкие нефтеотмывающие свойства данной композиции.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 0,5-2%-ной концентрации, содержащего 0,1-3% глины и водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) 7-15%-ной концентрации, содержащего 0,1-3% глины. (Пат. РФ №1739695, Е 21 В 43/22, 10.01.90, Бюл. №1). К недостаткам можно отнести высокие концентрации НПАВ и необратимую кольматацию коллекторов глинистой суспензией. Кроме этого, КМЦ является простым эфиром целлюлозы и гликолевой кислоты и в водных растворах ведет себя как полиэлектролит. Поэтому вязкость растворов КМЦ сильно зависит от рН и ионного состава среды.

Известно использование состава для добычи нефти, содержащего полиакриламид (ПАА), неионогенное поверхностно-активное вещество и воду (А.с. СССР №1544958, Е 21 В 43/22, 23.02.90, Бюл. №7). У данного состава при использовании его для разработки нефтяного пласта низкие нефтевытесняющие свойства из-за повышенной деструкции полиакриламида, обусловленной высокими сдвиговыми напряжениями в призабойной зоне пласта. Также у растворов ПАА сильно снижаются вязкостные свойства при контакте с минерализованной водой, что снижает эффективность нефтевытеснения из пласта.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (Пат. РФ №2060373, Е 21 В 43/22, 20.05.96, Бюл. №14), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas aeruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества БПАВ) 1:2,5 соответственно. Способ осуществляется на месторождениях с минерализованными водами с содержанием солей 140 г/л.

Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за неудовлетворительных нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств водного раствора полимера и ПАВ. Несмотря на высокие концентрации БПАВ, он снижает поверхностное натяжение воды всего лишь до 30 мН/м. Кроме этого, по данному способу применяется дорогостоящий импортный полимер. Все это ведет к росту экономических затрат.

Наиболее близким аналогом является способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт оторочки водной дисперсии Сульфацелла СЦ от 0,001 до 1 вес.% через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину по патенту РФ № 2136872, Е 21 В 43/22, 10.09.1999.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности способа за счет улучшения нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств водного раствора полимера и поверхностно-активного вещества, а также снижение экономических затрат за счет использования более дешевых и доступных реагентов.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водной дисперсии Сульфацелла СЦ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, указанная дисперсия дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ АФ₉-12 при следующем соотношении реагентов, мас.%:

СЦ 0,5-1

АФ₉-12 0,01-0,1

вода остальное,

причем перед закачкой указанной оторочки закачивают предоторочку минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема указанной оторочки, при закачке указанной оторочки, приготовленной на пресной воде, закачивают предоторочку из сточной воды, а при закачке указанной оторочки, приготовленной на сточной или пластовой воде, закачивают предоторочку из пластовой воды.

Для приготовления указанной дисперсии используют пресную, сточную или пластовую воду с минерализацией до 290 г/л.

Сульфацелл выпускается по ТУ 2231-013-32957739-01 АО “Полицелл”, г. Владимир. Сульфацелл это неионогенный полимер, получаемый действием этиленоксида на щелочную древесную целлюлозу. Сульфацелл легко растворяется в воде. Известно использование Сульфацелла в качестве реагента для ограничения водопритоков в призабойной зоне и для увеличения вязкости полимер-дисперсной системы.

В качестве НПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена АФ₉-12, где 9 - число атомов углерода в алкильном радикале, 12 - число молей окиси этилена, присоединенных к молю алкилфенола или степень оксиэтилирования. НПАВ АФ₉-12 по своим физико-химическим свойствам относится к водорастворимым ПАВ, но растворяется и в органических растворителях, в т.ч. нефти. НПАВ АФ₉-12 выпускается АО “Нижнекамскнефтехим” по ТУ 2483-077-05766801-98.

В заявляемом способе закачивается оторочка водной дисперсии Сульфацелла и НПАВ АФ₉-12, которая по мере продвижения по водоводу и по призабойной зоне пласта полностью растворяется и доходит до нефтяного пласта в виде водного раствора. В водном растворе Сульфацелл и НПАВ АФ₉-12, взаимодействуя друг с другом, действуют на пласт как единый комплекс. С одной стороны происходит гидрофилизация поверхности породы и тем самым облегчается проникновение водного раствора СЦ и НПАВ АФ₉-12 в низкопроницаемые пропластки, что приводит к существенному увеличению охвата пласта воздействием, и при этом повышаются нефтевытесняющие свойства оторочки водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ₉-12.

С другой стороны, водный раствор СЦ и НПАВ АФ₉-12 снижает межфазное натяжение на границе “нефть/вода”. Для капель нефти, размеры которых больше размера пор, при прочих равных условиях с уменьшением межфазного натяжения под действием водного раствора СЦ и НПАВ АФ₉-12 уменьшается работа, необходимая для продвижения этих капель нефти из поры в пору; снижается критический перепад давления, требуемый для проталкивания их через сужение пор; уменьшается расход воды на вытеснение; увеличивается относительная проницаемость терригенных слоисто-неоднородных пластов для свободной дисперсной нефти и воды, а также количество вытесненной нефти. Следовательно, улучшаются нефтеотмывающие свойства оторочки водной дисперсии Сульфацелла и НПАВ АФ₉-12.

Оптимальное соотношение реагентов в водной дисперсии было определено экспериментально. При снижении концентрации Сульфацелла ниже 0,5% эффективность нефтевытеснения мала, а увеличение концентрации СЦ выше 2% экономически нерентабельно. Также уменьшение концентрации НПАВ АФ₉-12 ниже 0,01% не ведет к значительному снижению межфазного натяжения, как и увеличение концентрации НПАВ АФ₉-12 выше 0,1%.

Когда в пласты закачивают оторочку водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ₉-12, приготовленной на пресной воде, создают предоторочку из сточной воды, а когда закачивают оторочку водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ₉-12, приготовленной на сточной или пластовой воде, создают предоторочку из пластовой воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема оторочки. Это приводит к увеличению вязкости водного раствора СЦ и НПАВ АФ₉-12 в пласте, что ведет к снижению подвижности раствора, к увеличению фактора сопротивления и остаточного фактора сопротивления и к повышению нефтеотдачи пласта.

Приготовление водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ₉-12 на пресной, сточной и пластовой воде с минерализацией 290 г/л позволяет расширить технологические возможности способа.

Экономическая эффективность способа также повышается за счет снижения концентрации ПАВ и применения сравнительно недорогих, доступных отечественных реагентов.

Предлагаемый способ включает совокупность существенных признаков, не известных из патентной и научно-технической литературы, позволяет получить новый технический результат. Следовательно, можно сделать вывод, что предлагаемое техническое решение обладает новизной и изобретательским уровнем.

Предлагаемый способ технологичен, применим при использовании стандартного технологического оборудования для проведения работ по увеличению нефтеотдачи пласта.

Водный раствор СЦ и НПАВ АФ₉-12 в лабораторных условиях готовится следующим образом. Сначала растворяют Сульфацелл-1 марки 30 с массовой долей основного вещества 40% при постоянном перемешивании механической мешалкой RW-20 со скоростью 300 об/мин. Затем в раствор Сульфацелла-1 вносится расчетное количество НПАВ АФ₉-12. Растворы готовились на пресной воде (р. Кама), на модели сточной воды с минерализацией 100 г/л и плотностью 1,070 г/см³ и на модели пластовой воды с минерализацией 290 г/л и плотностью 1,180 г/см³.

Основные физико-химические свойства растворов полимера СЦ, НПАВ АФ₉-12 и их смеси представлены в таблице 1.

Скрин-фактор (Сф) характеризует вязкоупругие свойства и вязкость высокомолекулярных растворов, а межфазное натяжение (σ) - энергию взаимодействия двух жидкостей.

Из таблицы 1 видно, что скрин-фактор и вязкость водных растворов Сульфацелла в пресной воде и на модели сточной и пластовой воды не претерпевают особых изменений при смешении их с оксиэтилированным алкилфенолом. Добавка НПАВ АФ₉-12 ведет к снижению межфазного натяжения водного раствора СЦ и НПАВ АФ₉-12 до значений σ чистого раствора НПАВ АФ₉-12. Степень положительного влияния НПАВ АФ₉-12 на технологические показатели разработки нефтяной залежи прямо пропорциональна снижению величины σ обусловленного, в свою очередь, адсорбцией НПАВ АФ₉-12 на границе раздела “нефть-вода”. Из таблицы 1 видно, что при концентрациях СЦ и НПАВ АФ₉-12, равных 1%+0,005%, межфазное натяжение водного раствора снижается до 10 мН/м, чего недостаточно для эффективного увеличения нефтеотмывающих свойств. Увеличение концентрации НПАВ АФ₉-12 до 2,5% в водном растворе СЦ и НПАВ АФ₉-12 не дает кратного снижения величины σ, что ведет к неэкономному использованию этого компонента. Поэтому рекомендуемый интервал концентраций НПАВ АФ₉-12 в водном растворе СЦ и НПАВ АФ₉-12 равен от 0,01% до 0,1%.

При переходе на сточную и пластовую воду, как видно из таблицы 1, реологические и поверхностно-активные свойства исходных водных растворов полимера Сульфацелл, НПАВ АФ₉-12 и их смеси не ухудшаются, а по вязкости наблюдается увеличение, особенно заметное на модели пластовой воды. Поэтому при отсутствии источника пресной воды данные растворы можно готовить на сточной воде или на пластовой с общей минерализацией до 290г/л.

 
 
 
Таблица 1№ п/пВодные растворыВодаКонцентрация, %Скрин-фактор
д.ед.Вязкость, МПа*сМежфазное натяжение (σ), мН/м12345671НПАВ АФ₉-12пресн.0,010,991,165,482НПАВ АФ₉-12м. ст. воды0,011,021,366,663НПАВ АФ₉-12пресн.0,11,011,142,524НПАВ АФ₉-12м. ст. воды0,11,001,342,365Сульфацеллпресн.0,51,943,123,456Сульфацеллм.ст. воды0,52,263,8322,377Сульфацеллпресн.17,578,7220,388Сульфацеллм. ст. воды15,9610,8919,399Сульфацеллм. пласт. воды18,3517,1319,4910СЦ+НПАВ АФ₉-12пресн.0,5+0,011,983,216,1311СЦ+НПАВ АФ₉-12м. ст. воды0,5+0,012,193,946,3212СЦ+НПАВ АФ₉-12пресн.0,5+0,12,03,32,6613СЦ+НПАВ АФ₉-12м.ст.воды0,5+0,12,173,862,3314СЦ+НПАВ АФ₉-12пресн.1+0,0055,688,629,6615СЦ+НПАВ АФ₉-12м.ст.воды1+0,0056,0010,8810,416СЦ+НПАВ АФ₉-12пресн.1+0,015,068,616,0517СЦ+НПАВ АФ₉-12м.ст.воды1+0,015,4910,036,418СЦ+НПАВ АФ₉-12пресн.1+0,15,08,612,7219СЦ+НПАВ АФ₉-12м.ст.воды1+0,15,989,892,3820СЦ+НПАВ АФ₉-12м.пласт. воды1+0,110,919,813,9321СЦ+НПАВ АФ₉-12пресн.1+0,256,208,772,0922СЦ+НПАВ АФ₉-12м.ст.воды1+0,256,9510,531,99

Способ разработки нефтяного пласта осуществляют следующим образом. Выбирается опытный участок для закачки оторочки водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ9-12, представленный терригенными коллекторами девонского горизонта, с обводненностью добываемой продукции 30-98%, с приемистостью нагнетательной скважины не менее 300 м³/сут. и с вязкостью нефти от 3 до 300 мПа·с. Сначала создается предоторочка из сточной либо из пластовой воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема оторочки. Закачку водной дисперсии СЦ(0,5-1%) и НПАВ АФ9-12(0,01-0,1%) ведут путем дозированной подачи расчетного количества водорастворимого полимера Сульфацелл в виде порошка в поток воды, поступающей от насосных агрегатов, и через промежуточную емкость, куда вводится НПАВ АФ₉-12, закачивают водную дисперсию в нагнетательные скважины. Создают оторочку водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ₉-12 в размере не менее 10% порового объема пласта. После создания оторочки водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ₉-12 осуществляют заводнение в обычном режиме.

Эффективность способа определялась экспериментальным путем. С целью определения нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств предлагаемого способа проводились сравнительные испытания по фильтрации жидкостей через естественные керны на лабораторной компьютеризованной насосной установке Core Laboratories (США). Использовались стандартные керны терригенных девонских пород диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см.

Методика исследований состояла в следующем. Керны экстрагировались в аппарате Сокслетта спирто-бензольной смесью, сушились до постоянного веса, определялась их воздухопроницаемость, пористость. Создавали начальную водонасыщенность центрифугированием при 5000 оборотах в минуту в течение 30 мин.

После вакуумирования керна проводили фильтрацию жидкостей через керн в следующей последовательности:

- фильтрация поверхностной безводной девонской нефти с вязкостью 18 мПа·с, плотностью 867 кг/м³ при 20°С в количестве 50 см³ с замерами перепада давления через каждые 5 см³ профильтрованной через керн нефти,

- вытеснение нефти из керна пресной водой или моделью сточной воды в количестве 50 см³,

- фильтрация исследуемого раствора в количестве 50 см³,

- фильтрация воды в количестве 50 см³,

- фильтрация воды в обратном направлении в количестве 30 см³,

- фильтрация 100 см³ авиакеросина для экстракции остаточной нефти.

На основе полученных данных рассчитывались конечный коэффициент вытеснения нефти из керна (Квыт.), фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС), которые являются основными параметрами эффективности технологий увеличения нефтеотдачи. Фактор сопротивления - это отношение подвижности воды к подвижности раствора полимера при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления - это отношение подвижности воды до закачки полимерного раствора к подвижности воды, закачиваемой вслед за полимерным раствором. По вытесненной нефти определяют прирост коэффициента вытеснения и рассчитывают прирост нефтеотдачи. Основные фильтрационные и нефтевытесняющие свойства водных растворов Сульфацелла, НПАВ АФ₉-12 и их смеси представлены в таблице 2.

Были проведены опыты по фильтрации 0,1% раствора НПАВ АФ₉-12 на пресной воде через естественные керны и, отдельно, по фильтрации 1% раствора СЦ на пресной воде. По основным показателям (Квыт., ФС, ОФС и прирост нефтеотдачи) нефтевытесняющие свойства этих растворов невысокие.

Таблица 2№
п/пВодные растворыnК, мдm,%Квыт., %ФСОФСПрирост нефтеотдачи, %10,1% НПАВАФ₉-12 на пресной воде534621,065,51,051,343,520,5% СЦ на пресной воде554219,263,86,8210,171,830,5% СЦ на модели сточной воды534519,261,84,853,59041% СЦ на пресной воде547019,869,14,841,347,151% СЦ+0,1% НПАВ АФ₉-12 на пресной воде535519,784,74,182,4222,761% СЦ+0,1% НПАВ АФ₉-12 на м. сточной воды341517,885,137,836,223,171% СЦ+0,1% НПАВ АФ₉-12 на пресн. воде с предоторочкой из сточной воды337119,389,820,630,927,880,2% ПАА+ 0,5% БПАВ 350022,076,08,578,314,0

При вытеснении нефти из естественных кернов путем закачки водного раствора Сульфацелла и НПАВ АФ₉-12 на пресной воде получены хорошие результаты. Прирост нефтеотдачи составляет 22,7 %, а на сточной воде этот показатель равен 23,1%. На основании этих данных можно сказать, при смешении водного раствора Сульфацелла и НПАВ АФ₉-12 происходит непростое арифметическое сложение их свойств, а образуется новый комплекс с отличными нефтевытесняющими и нефтеотмывающими свойствами. Водный раствор СЦ и НПАВ АФ₉-12, закачиваемый в виде водной дисперсии, воздействует на пласт одновременно как загуститель и как поверхностно-активное вещество.

Неожиданно новый результат получен при закачке оторочки 1%-ной водной дисперсии Сульфацелла и НПАВ АФ₉-12 в пресной воде с предоторочкой сточной воды в размере 10% от объема оторочки: коэффициент вытеснения нефти составил 89,8%, а прирост нефтеотдачи - 27,8%. При контакте со сточной водой увеличивается вязкость вытесняющей системы, что ведет к снижению подвижности раствора, в результате увеличивается фактор сопротивления и остаточный фактор сопротивления. С увеличением фактора сопротивления и особенно остаточного фактора сопротивления увеличивается коэффициент охвата пласта вытеснением. При значениях ОФС больше 2, согласно техническим условиям Гипровостокнефти, вытесняющая композиция обеспечивает повышенную величину коэффициента нефтеотдачи. Фактор сопротивления предлагаемого способа в 2,1 раза выше, чем у прототипа, а остаточный фактор сопротивления в 3,3 раза выше.

Считается, что при коэффициенте вытеснения нефти из керна больше 75% композиция существенно увеличивает величину коэффициента нефтеотдачи. С этой точки зрения 0,5% растворы Сульфацелла как в пресной, так и в сточной воде не столь эффективны, хотя при этом они имеют высокие значения ФС и ОФС. Поэтому снижать концентрацию Сульфацелла ниже 0,5% не целесообразно, а увеличивать больше единицы также не рентабельно, так как это ведет к перерасходу полимера.

Прирост коэффициента нефтеотдачи при закачке оторочки водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ₉-12 с предоторочкой из минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема оторочки составляет:

27,8% по сравнению с обычным заводнением;

20,7% по сравнению с чистым раствором Сульфацелла;

24,3% по сравнению с раствором НПАВ АФ₉-12;

13,8% по сравнению с аналогом.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет на 13,8% увеличить нефтеотдачу терригенных слоисто-неоднородных пластов, а также снизить экономические затраты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки терригенных слоисто-неоднородных заводненных нефтяных пластов. Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет улучшения нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств водного раствора полимера и поверхностно-активного вещества, а также снижение экономических затрат за счет использования более доступных и дешевых реагентов. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водной дисперсии Сульфацелла СЦ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, указанная дисперсия дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ АФ₉-12 при следующем соотношении реагентов, мас.%: СЦ 0,5-1, АФ₉-12 0,01-0,1, вода остальное, причем перед закачкой указанной оторочки закачивают предоторочку минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема указанной оторочки, при закачке указанной оторочки, приготовленной на пресной воде, закачивают предоторочку из сточной воды, а при закачке указанной оторочки, приготовленной на сточной или пластовой воде, закачивают предоторочку из пластовой воды. Для приготовления указанной дисперсии используют пресную, сточную или пластовую воду с минерализацией до 290 г/л. 1 з. п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт оторочки водной дисперсии Сульфацелла СЦ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество АФ₉-12 при следующем соотношении реагентов, мас.%:

СЦ0,5-1АФ₉-120,01-0,1ВодаОстальное,

причем перед закачкой указанной оторочки закачивают предоторочку минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема указанной оторочки, при закачке указанной оторочки, приготовленной на пресной воде, закачивают предоторочку из сточной воды, а при закачке указанной оторочки, приготовленной на сточной или пластовой воде, закачивают предоторочку из пластовой воды.