СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам для увеличения добычи нефти за счет физико-химического воздействия на призабойную зону скважин.

При добыче нефти из скважин происходит постепенное ухудшение коллекторских свойств нефтяного пласта за счет набухания глины, образования стойких эмульсий, выпадения различных солей, гидратации пород, асфальто-смолопарафиновых отложений, и увеличение обводненности, вследствие чего производительность скважин со временем уменьшается.

Для восстановления фильтрационных параметров и производительности нефтяных скважин существует большое количество различных способов обработки пласта: тепловое, газовое, микробиологическое и сейсмоакустическое воздействие, гидроразрыв пласта, солянокислотная и глинокислотная обработка, гидропескоструйная перфорация, метод межфазного катализа и внутрипластового горения, а также их различные комбинации.

Однако большинство из них не показывает достаточно высокую эффективность по нефтеотдаче и требует больших затрат энергоресурсов и применения дорогостоящих материалов. Особенно низка эффективность физико-химических методов воздействия на пласт.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов одновременной закачкой в нагнетательную и добывающую скважины суспензии гидрофобного порошка. В качестве гидрофобного порошка используют высокодисперсный гидрофобный диоксид кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.% (патент РФ №2105142, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубликован 20.02.98).

Этот способ позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2,5 раз с незначительным снижением обводненности добываемой продукции (на 5-10%).

Известен способ добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов, включающий обработку призабойной зоны нагнетательной или добывающей скважины высокодисперсным водо- и кислотооталкивающим гидрофобным материалом, закачку в пласт кислоты или ее растворов, вытеснение и доставку нефти из призабойной зоны скважины. В качестве гидрофобного материала используют суспензию высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе (патент РФ №2149989, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубликован 27.05.2000).

Известен способ интенсификации добычи нефти с использованием суспензии в органическом растворителе гидрофобного - водоотталкивающего порошка с химически модифицированной поверхностью (высокодисперсные порошки на основе высокодисперсных материалов тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксида титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0% до 99,99%), включающий закачку этой суспензии в скважину, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью, выдержку под этим давлением (патент РФ №2125649, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубликован 27.01.99).

В наибольшей степени технический результат достигается тем, что обработка призабойной зоны нефтяной скважины ведется суспензией гидрофобного порошка с содержанием его от 0,5 до 2,5 мас.% в органическом растворителе.

При исследовании известных способов можно сделать следующие выводы: наиболее эффективно для интенсификации притока нефти в способах обработки добывающих скважин использование известных гидрофобных порошков в углеводородных растворителях с концентрацией не менее 0,5-2%, понижение которой может привести к обводнению забоя добывающих скважин. В период длительной эксплуатации неизбежно снижение концентрации (0,5-2%) гидрофобного порошка на поверхности коллектора за счет его десорбции и выноса из призабойной зоны пласта (ПЗП), это отражается на длительности действия гидрофобного агента - при понижении его концентрации происходит инверсия смачивания, то есть поверхность раздела фаз становится гидрофильной, и возникает опасность прорыва пластовой воды к забою нефтяной скважины, что приведет к неблагоприятным последствиям (увеличение добычи попутно добываемой воды). Кроме того, это сокращает срок межремонтных мероприятий для эксплуатационных скважин.

Недостатками известных способов с использованием гидрофобизирующих агентов является также и то, что закачивание их при повышенных концентрациях часто ведет к тампонажу порового пространства призабойной зоны пласта вследствие сопоставимости размеров пор с размерами частиц суспензии гидрофобного порошка, что ограничивает их применение в низкопроницаемых коллекторах. Кроме того, суспензия является нестабильной системой и готовиться непосредственно перед закачкой, что требует дополнительного оборудования. Технология приготовления растворов из высокодисперсных гидрофобных порошков оксидов кремния и оксидов металлов требуют особых условий работы (респираторы). Модифицированные оксиды являются очень дорогостоящими компонентами, и использовать их при обработке скважин на месторождениях находящихся на поздней стадии выработки становятся нерентабельно.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет предотвращения снижения со временем гидрофобизирующего эффекта.

Поставленная задача решается способом добычи нефти, включающим обработку призабойной зоны нефтесодержащего пласта гидрофобным порошком в органическом растворителе и вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой нефти из призабойной зоны добывающей скважины. Причем для обработки нефтесодержащего терригенного пласта в органический растворитель дополнительно вводят сополимер этилена с винилацетатом, обработку скважины осуществляют при соотношении компонентов, мас.%: гидрофобный порошок - 0,05-2, сополимера этилена с винилацетатом - 0,05-2, органический растворитель - остальное.

В табл. 1 - оценка гидрофобизирующего эффекта составов в зависимости от концентрации используемых компонентов в органическом растворителе, в табл. 2 - изменение фазовой проницаемости по воде и по нефти при обработке гидрофобным порошком и сополимером этилена с винилацетатом (0,1%) в органическом растворителе.

Методика оценки гидрофобизирующего действия по поднятию воды в капилляре. Готовыми растворами гидрофобный агент - углеводородный растворитель пропитывают активированный и неактивированный кварцевый песок диаметром 0,14-0,25 мкм, активированный песок - гидрофильный (обработанный НСl) и неактивированный песок (не обработанный НСl, частично гидрофобный). Сушат в течение двадцати четырех часов или в сушильном шкафу до высыхания. Песок, пропитанный и высушенный, набивают в трубки высотой 16 см с башмачком через воронку. Уплотняют лабораторным встряхивателем 250 циклов в минуту при амплитуде 4 в течение 15-20 минут. Трубки, заполненные активированным и неактивированным песком, обработанным исследуемыми растворами, ставят в коническую колбу с дистиллированной водой (всегда на одном уровне). Засекают время. Выдерживают в течение пяти часов, замеряя результаты через каждые 10 минут. Полученные результаты обрабатывают и строят графики динамики смачивания и диаграммы эффекта.

Пример 1. По приведенной методике 1 граммом готового раствора СЭВА (0,1%) + гидрофобный порошок (0,1%) в дизельной фракции (дизельное топливо ДТ) пропитывают кварцевый песок (активированный и неактивированный) диаметром 0,14-0,25 мкм и массой 8 граммов. Сушат в течение двадцати четырех часов или в сушильном шкафу до высыхания. Песок, пропитанный и высушенный, набивают в трубки высотой 16 см с башмачком через воронку. Уплотняют лабораторным встряхивателем 250 циклов в минуту при амплитуде 4 в течение 15-20 минут. Трубки, заполненные активированным и неактивированным песком, обработанным раствором СЭВА (0,1%)+ гидрофобный порошок (0,1%) в ДТ, ставят в коническую колбу с дистиллированной водой (всегда на одном уровне). Засекают время. Выдерживают в течение пяти часов, замеряя высоту подъема воды в капилляре через каждые 10 минут.

Аналогично были проведены другие эксперименты, результаты которых приведены в таблице 1.

Однако при переходе к промышленным испытаниям необходимо дополнительно учитывать сложные геолого-физические условия; неоднородность участков с различной степенью нефтенасыщенности и обводненности, степень десорбции гидрофобизатора с породы, учета факта низкой концентрации и возможного гидрофилизирующего его поведения, которое может привести к отрицательному результату, и исследования вероятности губительного действия состава, т.е. исключения возможности тампонажа забоя скважины разработанным составом. Поэтому был проведен ряд экспериментов по определению изменения фазовой проницаемости по воде и нефти до и после обработки по заявляемому способу моделей пласта с различными фильтрационными характеристиками, различной водо- и нефтенасыщенностью, оценивали также степень десорбции гидрофобизатора с поверхности породы в ходе фильтрации нефти и воды. После чего был произведен расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки гидрофобным агентом, рассчитана степень (кратность) ее увеличения для нефти и уменьшения для воды.

Пример 2. В моделях пласта в качестве пористой среды использовали среднезернистый кварцевый песок (0,140-0,315 мм). В качестве "сухого" песка выступал прокаленный кварцевый песок; "начально водонасыщенного" - "сухой" песок, через который был профильтрован один поровый объем воды; "начально нефтенасыщенного" - "начально водонасыщенный" песок, через который был профильтрован один поровый объем нефти; "остаточно нефтенасыщенного" - "начально нефтенасыщенный" песок, через который был профильтрован объем воды, необходимый для достижения полной обводненности выходящей из модели пласта жидкости.

Для определения фазовой проницаемости модели пласта замеряют время прохождения каждых 20 мл (1 поровый объем) воды или нефти через пласт. Эксперимент проводят при остаточном давлении 0,01 атм (8 мм рт. ст.). Вакуумирование прекращают после выравнивания границы раздела фаз жидкость-воздух с границей раздела фаз жидкость-порода.

Аналогично эксперимент был проведен на моделях пласта после обработки заявляемым реагентом.

Расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки производится по закону Дарси.

Из полученных данных видно (таблица 2), что в общем случае для всех моделей пласта наблюдается снижение фазовой проницаемости по воде (до 4 раз) и существенное повышение фазовой проницаемости по нефти (до 4 раз).

Необходимо также отметить, что прокачка 30 поровых объемов воды, в лабораторных условиях соответствующая полному отмыву нефтенасыщенной модели пласта водой, не приводит к десорбции гидрофобного агента с поверхности породы, об этом можно судить по постоянной скорости фильтрации воды через модель пласта.

Результаты экспериментов, приведенные в таблице, свидетельствуют, что заявляемый способ эффективно увеличивает проницаемость интервалов с начальной нефтенасыщенностью и при этом практически не снижает продуктивности высокопроницаемых интервалов с остаточной нефтенасыщенностью, причем продуктивность высокопроницаемых интервалов восстанавливается до первоначальной. Последнее важно для доизвлечения остаточной нефти, которая отмывается и транспортируется потоком воды, причем тем эффективнее, чем больше скорость фильтрации в призабойной зоне скважины.

Наш способ позволяет увеличить проницаемость по нефти до 4 раз и понизить фазовую проницаемость по воде до 4 раз (см. табл. 2). Вероятно, неизбежная десорбция гидрофобного порошка и, соответственно, последующее уменьшение гидрофобного эффекта компенсируется присутствием СЭВА, а возможное взаимовлияние этих компонентов позволяет достичь более высокого гидрофобного эффекта, чем при использовании их индивидуально в тех же концентрациях. То есть, использование в способе известных гидрофобных порошков совместно с СЭВА позволяет продлить гидрофобное действие порошка и получить максимальный эффект.

Кроме того, присутствие СЭВА, обладающего высокими адгезионными, кислото- и водоотталкивающими свойствами, позволяет снизить коррозию нефтепромыслового оборудования. Используемый в способе гидрофобный агент дешевле известных кремнеорганических гидрофобных порошков в 20 раз, что позволяет снизить стоимость технологий с применением гидрофобных порошков.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет предотвращения снижения со временем гидрофобизирующего эффекта. В способе добычи нефти, включающем обработку призабойной зоны нефтесодержащего пласта гидрофобным порошком в органическом растворителе и вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой нефти из призабойной зоны добывающей скважины, для обработки нефтесодержащего терригенного пласта в органический растворитель дополнительно вводят сополимер этилена с винилацетатом - СЭВА, обработку скважины осуществляют при соотношении компонентов, мас.%: гидрофобный порошок 0,05-2, СЭВА 0,05-2, органический растворитель - остальное. 2 табл.

Способ добычи нефти, включающий обработку призабойной зоны нефтесодержащего пласта гидрофобным порошком в органическом растворителе и вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой нефти из призабойной зоны добывающей скважины, отличающийся тем, что для обработки нефтесодержащего терригенного пласта в органический растворитель дополнительно вводят сополимер этилена с винилацетатом, обработку скважины осуществляют при соотношении компонентов, мас.%:

Гидрофобный порошок 0,05-2

Сополимер этилена с винилацетатом 0,05-2

Органический растворитель Остальное