СПОСОБ ДООТМЫВА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ПОВЫШЕНИЕМ ОХВАТА СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ЗАВОДНЕНИЕМ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/22 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением.

Известен способ интенсификации нефтедобычи с использованием технологического раствора с добавкой 0,1-10% маслорастворимого ПАВ на основе алкоксилированных производных лигнина (Пат. США №5230814, Е 21 В 43/22 от 12.06.90 г.). Недостатком его является невысокая эффективность нефтевытеснения.

Известен также способ повышения эффективности нефтевытеснения неионогенных маслорастворимых поверхностно-активных веществ (НПАВ) путем смешения их с минерализованной водой (Пат. РФ №2093670, Е 21 В 43/22, 20.10.97. Бюл. №29). Введение в раствор НПАВ минерализованной воды позволяет до 10 раз снизить межфазное натяжение на границе нефть-вода и способствует снижению сорбции НПАВ на карбонатной породе коллектора.

Недостатком его является низкий охват заводнением слоисто-неоднородных пластов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ (прототип) доотмыва остаточной нефти, включающий закачку в пласт водной дисперсии оксиэтилированного алкилфенола с числом оксиэтильных групп 5-7 и концентрацией 5-20 мас.% в количестве 0,025-0,1 от порового объема пласта при постоянном расходе АФ₉-5-7 (Пат. РФ №1445295, Е 21 В, 15.12.94. Бюл. №23).

Недостатком его является высокий расход оксиэтилированного алкилфенола, вследствие этого большие материальные затраты. Закачка дисперсии алкилфенола с последующим подключением к водоводу не способствует перераспределению НПАВ между нефтью и водой, что ведет к низкому охвату слоисто-неоднородных пластов заводнением.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности доотмыва остаточной нефти дисперсией оксиэтилированного алкилфенола (с числом оксиэтильных групп 5-7) в минерализованной воде за счет увеличения охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением и снижение материальных затрат.

Поставленная задача достигается тем, что в предлагаемом способе доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением закачивают в пласт через нагнетательные скважины дисперсию маслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества оксиэтилированного алкилфенола с числом оксиэтильных групп 5-7 АФ_9-5-7 в минерализованной воде.

Новым является то, что дисперсию оксиэтилированного алкилфенола с концентрацией АФ_9-5-7 1-2 мас.% в объеме 750 м³-1500 м³ на скважину продавливают в пласт минерализованной водой в количестве 1-2 объемов ствола скважины, после этого для увеличения охвата пласта заводнением производят технологическую паузу на 7-14 суток.

Эффективность предлагаемого способа обусловлена следующим. После закачки расчетного объема дисперсии АФ₉-5-7 в минерализованной воде и продавливания ее минерализованной водой в количестве 1-2 объемов ствола скважины в соответствии с закачанным объемом дисперсии производят технологическую паузу продолжительностью 7-14 суток в соответствии с закачанным объемом дисперсии, для того чтобы в пласте произошло перераспределение поверхностно-активного вещества между нефтью и водой. В результате такого перераспределения образуются микро- и макроэмульсионная системы, которые способствуют увеличению фильтрационного сопротивления и охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением.

Оксиэтилированные алкилфенолы с числом оксиэтильных групп 5-7 относятся к маслорастворимым НПАВ. Они растворяются в воде с образованием дисперсий. Применяются при заводнении нефтяных пластов, при бурении скважин, в составе смазочно-охлаждающих, гидравлических и других технологических жидкостей. НПАВ АФ₉-5-7 выпускаются ОАО "Нижнекамснефтехим" по ТУ 2483-077-05766801-98.

Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, что, в свою очередь, позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "новизна".

Неизвестно применение данных существенных признаков, выполняющих аналогичную задачу. Следовательно, предлагаемый способ соответствует критерию "изобретательский уровень".

Изучение влияния данного способа доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением на изменение фильтрационных и нефтевытесняющих параметров, а также сравнение с прототипом проводилось с использованием физических моделей слоисто-неоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела.

Лабораторные насыпные модели представляли собой две одинаковые трубки из нержавеющей стали длиной 150 см, внутренним диаметром 2,7 см, плотно заполненные молотым кварцевым песком, с общим входом и раздельными выходами. При этом одна трубка (более проницаемый пропласток) содержала песок, проницаемость которого по нефти кратно превышала проницаемость песка в другой трубке (менее проницаемый пропласток).

В качестве вытесняемой нефти использовалась дегазированная девонская нефть с Карабашской УКПН вязкостью при температуре 20°С 13-19 мПа·с.

В качестве маслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества использовался оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена АФ₉-6, где 9 - число атомов углерода в алкильном радикале, 6 - усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к одному молю алкилфенола.

В качестве вытесняющей нефть минерализованной воды использовалась модель сточной воды (с минерализацией не ниже 100 г/л).

Первичное вытеснение нефти проводилось до общей обводненности остаточной нефти до 95-99%. После этого в общий вход модели закачивалась 1% дисперсия АФ₉-6 в сточной воде в объеме 7,5 см³, которая продавливалась сточной водой, затем осуществлялась технологическая пауза в течение 7 суток. По прототипу закачивали 10% дисперсию АФ₉-6 в сточной воде в размере 0,05 от объема пор (12,5 см³).

Основные условия и средние результаты вытеснения нефти на двухслойных моделях по предлагаемому и известному способам представлены в таблице 1. Проводилось сопоставление их фильтрационных и нефтевытесняющих свойств.

Как видно из таблицы 1, исходные параметры для каждого способа очень близки (отношение нефтепроницаемостей, парциальные дебиты каждой из трубок, коэффициент вытеснения нефти минерализованной водой). Однако после доотмыва нефти дисперсией АФ₉-6 в сточной воде по известному и предлагаемому способу картина меняется. Средняя величина конечного коэффициента вытеснения нефти по предлагаемому способу составила 75,2%, а по известному способу только 68% и соответственно прирост коэффициента вытеснения составил 13,2 и 5,8%.

В качестве фильтрационного параметра, характеризующего неравномерность процесса вытеснения в двух разнопроницаемых трубках, использовали парциальный (относительный) дебит жидкости менее проницаемого пропластка q до и после вытеснения оторочки. Очевидно, чем больше увеличился парциальный дебит менее проницаемого пласта, тем эффективнее данный способ вытеснения нефти с точки зрения охвата неоднородных по проницаемости пластов заводнением. Парциальный дебит менее проницаемой трубки при осуществлении предлагаемого способа увеличился с 0,26 до 0,81, т.е. в 3,12 раза, а по прототипу с 0,27 до 0,50, т.е. в 1,85 раза. Прирост парциального дебита менее проницаемой трубки после закачки 1% дисперсии АФ₉-6 в сточной воде составил 0,55, а по прототипу 0,23.

Таким образом, предлагаемый способ существенно влияет в положительную сторону на изменение фильтрационной неоднородности слоисто-неоднородных пластов, что ведет к увеличению коэффициента охвата вытеснением.

Надо отметить, что концентрация АФ₉-6 в дисперсии по предлагаемому способу в 10 раз меньше, чем у известного, что ведет к снижению материальных затрат и к увеличению технологической эффективности способа.

Основными параметрами эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на повышение охвата заводнением, являются фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). Фактор сопротивления это отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления это отношение подвижности воды до воздействия к подвижности воды после воздействия МУН. Чем больше ФС и ОФС при минимальном содержании реагента в вытесняющем растворе, тем технологически и экономически эффективнее его применение в нефтедобыче.

В таблице 2 представлены основные условия и результаты вытеснения нефти из девонских кернов водными дисперсиями на основе маслорастворимых НПАВ с использованием лабораторной установки Autoflood (AFS-300) фирмы "Core Laboratories Instruments" (США) по предлагаемому и известному способам. Использовались стандартные керны терригенных девонских пород диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см. Проницаемость и пористость кернов имеют близкие значения, следовательно, исходные условия для проведения испытаний предлагаемого и известного способа одинаковы.

В результате получены высокие величины коэффициента вытеснения (Квыт.). По предлагаемому способу средний Квыт. составил 88,4%, а по известному способу 75,4%, т.е. больше на 13%. Фильтрационные безразмерные параметры, такие как фактор сопротивления и остаточный фактор сопротивления у 1-2% дисперсии АФ₉-6 в сточной воде с технологической паузой, оказались многократно выше, чем у 10% дисперсии АФ₉-6 в сточной воде по прототипу, соответственно в 2,4-4,5 раза и 4,1-5,7 раза. Удельная технологическая эффективность предлагаемого способа в 2-3 раза выше, чем у прототипа.

Способ осуществляется в следующей последовательности. На выработанной нефтяной залежи, где обводненность составляет 96-98%, а остаточная нефтенасыщенность не менее 35-40%, в скважину с помощью насосных агрегатов производят периодическую закачку (1-2 раза в год) через нагнетательные скважины 1-2% дисперсии маслорастворимого НПАВ в объеме 750 м³-1500 м³ (1-2 автоцистерны товарного продукта АО "Нижнекамскнефтехим") на скважину в минерализованной воде. После продавливания дисперсии маслорастворимого НПАВ минерализованной водой в количестве 1-2 объемов ствола скважины производят технологическую паузу продолжительностью 7-14 суток (1-2 недели). Затем переходят на закачку в обычном режиме и наблюдают за реагированием гидродинамически связанных добывающих скважин (изменение обводненности добываемой продукции, дебита по нефти и др.). Если эти скважины не прореагировали в течение шести месяцев, то предлагаемый способ повторяют в вышеуказанной последовательности.

Применение предлагаемого способа позволяет повысить эффективность вытеснения нефти за счет увеличения охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением, увеличить доотмыв остаточной нефти и снизить материальные затраты за счет применения низких концентраций маслорастворимого НПАВ на основе оксиэтилированных алкилфенолов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности доотмыва остаточной нефти дисперсией оксиэтилированного алкилфенола (с числом оксиэтильных групп 5-7) в минерализованной воде за счет увеличения охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением и снижение материальных затрат. В способе доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением, включающем закачку в пласт через нагнетательные скважины дисперсии маслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества оксиэтилированного алкилфенола с числом оксиэтильных групп 5-7 АФ₉-5-7 в минерализованной воде, указанную дисперсию с концентрацией АФ₉-5-7 1-2 мас.% в объеме 750 м³-1500 м³ на скважину продавливают в пласт минерализованной водой в количестве 1-2 объемов ствола скважины, после этого производят технологическую паузу на 7-14 суток. 2 табл.

Способ доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины дисперсии маслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества оксиэтилированного алкилфенола с числом оксиэтильных групп 5-7 АФ₉-5-7 в минерализованной воде, отличающийся тем, что указанную дисперсию с концентрацией АФ₉-5-7 1-2 мас.% в объеме 750-1500 м³ на скважину продавливают в пласт минерализованной водой в количестве 1-2 объемов ствола скважины, после этого производят технологическую паузу на 7-14 суток.