СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на средней или поздней стадии разработки.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через нагнетательную скважину между оторочками из воды вытесняющего агента - композиции, содержащей маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), жидкий углеводород, ГКЖ и воду (Патент РФ №2065033, МПК Е 21 В 43/22, 10.08.1996 г.).

Недостатком данного способа является недостаточно высокая нефтевытесняющая способность мицелярного раствора и незначительное снижение проницаемости водонасыщенной части пласта, что существенно снижает эффективность воздействия.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками нефти вытесняющего агента-композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Нефтенол - НЗ, нефть и воду (Патент РФ №2168617, МПК Е 21 В 43/22, 2001 г.).

Недостатком известного способа является низкая эффективность способа из-за незначительного увеличения фазовой проницаемости для нефти, что способствует ограниченному росту коэффициентов нефтевытеснения и охвата пласта воздействием.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины путем закачки в пласт кислотной микроэмульсии, содержащей кислоту. После технологической паузы последовательно закачивают растворитель и углеводородный раствор гидрофобизирующего ПАВ при объемном соотношении кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ (0.28-0.32):(0.95-1)(Патент РФ №2023143, МПК Е 21 В 43/22, 15.11.1994 г.).

Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за незначительного увеличения фазовой проницаемости для нефти и быстрого обводнения продукции скважин вследствие значительного увеличения фазовой проницаемости в водонасыщенной зоне пласта в условиях высокопроницаемых коллекторов, что способствует недостаточному росту коэффициентов нефтевытеснения и охвата пласта воздействием. Кроме того, возможность применения способа только на добывающих скважинах и только при проницаемости коллекторов пласта до 0.4 мкм ² ограничивает область применения способа.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения коэффициента нефтенасыщения и коэффициента охвата пласта воздействием в результате регулирования проницаемости водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта.

Поставленная задача решается тем, что в способе извлечения нефти путем закачки в пласт оторочки кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество и жидкий углеводород, согласно изобретению кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфонаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении, мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4.

Способ может быть осуществлен одновременно на добывающих и нагнетательных скважинах.

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый способ отличается от известного введением новых критериев приемистости способа, а именно: перед закачкой композиции ПАВ+жидкий углеводород последовательно или одновременно с ней закачивают кислотную композицию, которая содержит кислоту и замедлители реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем составе компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, и композиция, содержащая поверхностно-активное вещество и жидкий углеводород имеет следующий компонентный состав, мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, и соотношение ее объема объему кислотной композиции от 2 до 4.

Кроме того, предлагаемый способ может быть осуществлен одновременно на добывающих и нагнетательных скважинах. Таким образом, заявляемое изобретение отвечает критерию «новизна».

Для приготовления композиционной системы в качестве поверхностно-активных веществ могут быть использованы Неонол АФ 9-12 по ТУ-2483-077-05766801-98, или Неонол АФ 9-6 по ТУ-2483-077-05766801-98, или Нефтенол НЗ по ТУ 2483-007-17197708-93, или Нефтенол НЗб по ТУ-2458-057-17197708-01, или ПАВ ОП-10 по ГОСТ 8433-81.

В качестве жидких углеводородов в композиционной системе могут быть использованы жидкие отработанные углеводороды (ЖОУ) по ТУ 38.303-05-27-92, Нефрас АР-120/200 (сольвент) по ТУ 38.101809-90, Нефрас А150/330 по ТУ 38.1011049-87Е и др. марки, сырая нефть, топливо дизельное по ГОСТ 305-82, широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83; фракция гексановая по ТУ-38.10381-83; фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ-38.103579-85; нефрасы различных марок и т.д.

Для приготовления кислотной композиции используются: соляная кислота техническая по ТУ 2122-205-00203312-2000 или соляная кислота ингибированная по ТУ 2122-131-05807-960-97, кислота фтористоводородная техническая по ГОСТ 2567-89, фтористоводородная кислота концентрированная по ТУ 6-09-2622-88, изм. №№1-3.

В качестве замедлителей реакции с породой пласта для приготовления кислотной композиции используют Цеолит по ТУ 381011366-94, или крошка синтетических цеолитов по ТУ 2163-099-05766575-2000, или концентрат сиенитовый алюмощелочной по ТУ 5726-047-00203938-97, или лигносульфонаты технические (ЛСТ жидкие производства Соликамского ЦБК) по ОСТ-13-0281-036-06-89. Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С по ТУ 2231-017-32957739-02, алюмохлорид по ТУ 2152-106-05766575-2002; хлористый алюминий по ТУ 38.102163-84 или гидроксохлористый алюминий по ТУ 38.302163-94, или алюмооксихлорид - отход производства изопропилбензола в соответствии с ТУ 38-102-612-88.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. При закачивании кислотной композиции с добавками для замедления скорости реакции с породой за счет увеличения матриц коллектора повышается фазовая проницаемость по нефти. При закачивании композиционной системы, содержащей ПАВ и жидкий углеводород образуется среднефазная система - гидрофобная эмульсия, которая при фильтрации в пористой среде смешиваясь со сточной водой загущается и структурируется в водонасыщенных каналах пласта с постепенным затуханием процесса фильтрации, способствуя снижению проницаемости по воде за счет образования водонефтяной эмульсии на пути фильтрации, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению нефтеотдачи пласта. Фильтрация композиционной системы в нефтенасыщенные пропластки приводит к разжижению нефти и более легкому вытеснению ее из пласта. Для увеличения добычи нефти за счет повышения охвата пласта воздействием способ можно осуществлять одновременно на нагнетательных и добывающих скважинах.

Технологический процесс заключается в закачке в призабойную зону через нагнетательную или добывающую скважину одновременно или последовательно кислотной композиции с добавкой реагентов для замедления скорости реакции с породой (алюмосиликаты, лигносульфонаты, КМЦ и др) и эмульсеобразующей композиционной системы на основе поверхностно-активного вещества (неонол АФ9-12, АФ9-6, нефтенол НЗ, нефтенол НЗб. Неонолы: ОП-7, ОП-10), жидкого углеводорода (растворители, нефть, дизельное топливо, растворители и др.).

Эффективность заявляемого способа оценивалась по результатам лабораторных и промысловых опытов.

Пример 1.

Фильтрацию проводят в 2 стадии через модель размером 300 мм по длине и 50 мм в диаметре, наполненную дезинтегрированным кварцевым песком фракцией 0,05-1,2 мм с остаточной нефтенасыщенностью 24% начальной проницаемостью 1,010 мкм². Для насыщения модели используют нефть вязкостью 13 сПз. Через нефтенасыщенную модель прокачивают 0,3 порового объема кислотной композиции со следующим составом ингредиентов, мас.%: фтористоводородная кислота - 98: КМЦ-2; и после 12 часовой выдержки прокачивают 1 поровый объем эмульсеобразующей композиционной системы с составом ингредиентов, мас.%: растворитель - 84; (ПАВ) нефтенол - 16 и продавливают сточной водой (3 п.о.). Выдерживают 24 часа на реакцию. Определяют степень повышения фазовой проницаемости по нефти после закачки кислотной композиции, остаточную нефтенасыщенность, снижение проницаемости по воде и увеличение коэффициента вытеснения нефти после закачки композиционной системы. Аналогично были проведены опыты 2-7 по предлагаемому способу и опыт 8 по прототипу. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Результаты опытов свидетельствуют о том, что фазовая проницаемость по нефти после закачки кислотной композиции в опытах 1-7 возросла в 2,9-3,5 раз, после закачки эмульсеобразующей композиции проницаемость по воде снизилась на 76,1-88,2%, тогда как по прототипу повышение проницаемости по нефти не выявлено, а снижение проницаемости по воде составило всего 65,5%. Прирост коэффициента вытеснения составляет 0,11-0,30, а по прототипу 0,06.

Результаты аналогичных лабораторных исследований при последовательной фильтрации через модели пласта композиций с различным качественным и количественным компонентным составом с применением вышеуказанных кислот (соляной), замедлителей реакции с породой пласта (или цеолита, или лигносульфонатов, или алюмохлорида), жидкого углеводорода (или нефти, или нефраса) и ПАВ (Неонолов АФ9-12, АФ9-6) приведены в таблицах 2-4.

Пример 2. Через нефтенасыщенную модель размером 300 мм по длине и 50 мм в диаметре, наполненную дезинтегрированным кварцевым песком фракцией 0,05-1,2 мм с остаточной нефтенасыщенностью 25% начальной проницаемостью 1,050 мкм² прокачивают 1 поровый объем композиции, со следующим составом ингредиентов, мас.%: соляную кислоту - 25; лигносульфонаты - 2,2; ПАВ (нефтенол) - 9,1; жидкий углеводород (нефрас) - 63,7 и продавливают 3-мя поровыми объемами воды. Выдерживают 24 часа на реакцию. Исследуемые параметры (степень повышения фазовой проницаемости по нефти, остаточная нефтенасыщенность, снижение проницаемости по воде и увеличение коэффициента вытеснения нефти), зафиксированные в процессе проведения лабораторных опытов 1-6 по заявляемому способу и опыта 7 по прототипу приведены в таблице 2.

Результаты опытов свидетельствуют о том, что после закачки всей композиции фазовая проницаемость по воде в опытах 1-6 снизилась на 68,5-87,2%, тогда как по известному способу снижение проницаемости по воде составило всего 61,0%. Прирост коэффициента вытеснения составляет 0,12-0,31, а по прототипу 0,06.

Результаты аналогичных лабораторных исследований по фильтрации через модель пласта смеси кислотной композиции и композиции жидкий углеводород + ПАВ с различным качественным и количественным компонентным составом с использованием кислот (или соляной, или фтористоводородной), замедлителей (или цеолита, или КМЦ, или алюмохлорида), жидкого углеводорода (нефти) и ПАВ (или нефтенола НЗ, или нефтенола НЗб) приведены в таблицах 6-8. В опытах не использованы все указанные замедлители, например, крошка синтетических цеолитов, концентрат сиенитовый алюмощелочной, идентичные по химическому составу, применяемому цеолиту, Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, идентичный используемому в опытах КМЦ, гидроксохлористый алюминий и алюмооксихлорид идентичны с алюмохлоридом.

Результаты всех проведенных лабораторных опытов свидетельствуют о повышенных нефтевытесняющих свойствах применяемых композиций по заявляемому способу по сравнению с прототипом.

Таблица 1№ опытовОстаточная нефтенасыщенность, %Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %Степень роста проницаемости по нефтиСодержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас. %Соотношение объемов ПАВ+ растворитель: кислотная композицияСнижение проницаемости но воде, %Прирост коэффициента вытесненияКМЦФтористо-водородная кислотаУглеводородный растворитель ЖОУПАВ (неонол АФ9-12)1.30,72,098,02,984,016,03,071,10,112.31,60,199,93,085,015,02,574,00,163.30,10,399,73,287,013,02,876,10,184.26,30,899,23,592,08,02,085,00,305.19,52,397,73,393,07,02,587,00,256.21,11,998,13,594,06,03,588,20,237.23,22,597,53,994,75,33,086,90,22Прототип.    65,50,06

Таблица 2№ опытовОстаточная нефтенасыщенность, %Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %Степень роста проницаемости по нефтиСодержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас. %Соотношение объемов ПАВ+ растворитель: кислотная композицияСнижение проницаемости по воде, %Прирост коэффициента вытесненияЦеолитСоляная кислотаНефтьНеонол АФ9-128.30,71,099,02,385,015,02,072,20,109.31,62,997,13,594,75,34,087,00,21

Таблица 3№ опытовОстаточная нефтенасыщенность, %Содержание компонентов в кислотной композиции, мас.%Степень роста проницаемости по нефтиСодержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композицияСнижение проницаемости по воде, %Прирост коэффициента вытесненияАлюмохлоридСоляная кислотаНефрасНеонол АФ9-610.29,91,398,42,494,55,52,071,50,1211.31,62,597,53,087,013,04,088,30,21

Таблица 4№ опытовОстаточная нефтенасыщенность, %Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %Степень роста проницаемости по нефтиСодержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композицияСнижение проницаемости по воде, %Прирост коэффициента вытесненияЛигносульфатыСоляная кислотаНефтьНеонол АФ9-612.29,91,598,52,894,06,02,373,50,1313.31,62,697,43,385,015,04,089,20,24Прототип.    65,50,06

Таблица 5№ опытовОстаточная нефтенасыщенность, %Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композицияСнижение проницаемости по воде, %Прирост коэффициента вытесненияЛигносульфатыСоляная кислотаНефтьНефтенол НЗ1.30,78,191,987,512,52,772,00,122.31,616,583,587,512,52,973,30,143.30,115,384,786,213,82,675,00,194.26,310,889,291,98,12,282,00,315.19,55,294,891,78,32,586,80,276.21,18,591,593,56,54,087,20,28Прототип.   61,00,06

Таблица 6№ опытовОстаточная нефтенасыщенность, %Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композицияСнижение проницаемости по воде, %Прирост коэффициента вытесненияЦеолитСоляная кислотаНефтьНефтенол НЗб7.29,67,792,387,312,72,671,50,108.30,610,989,192,77,34,084,50,219.31,015,984,187,412,63,075,00,19

Таблица 7№ опытовОстаточная нефтенасыщенность, %Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композицияСнижение проницаемости по воде, %Прирост коэффициента вытесненияКМЦФтористо-водородная кислотаНефтьНефтенол НЗб10.28,15,994,186,513,52,872,90,1111.31,613,286,890,99,13,178,20,1412.32,211,089,093,86,24,083,90,25

Таблица 8№ опытовОстаточная нефтенасыщенность, %Содержание компонентов в кислотной композиции, мас.%Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композицияСнижение проницаемости по воде, %Прирост коэффициента вытесненияАлюмохлоридСоляная кислотаНефтьНефтенол НЗ13.29,07,792,389,910,12,671,30,1314.32,312,787,389,610,43,280,40,15Прототип.   61,00,06

Пример 3. Объект испытания - неоднородные низкопроницаемые карбонатные коллектора кизеловского горизонта турнейского яруса. Выбранный очаг воздействия представлен одной нагнетательной и 3 добывающими скважинами. Средняя эффективная толщина пласта 4,8 м. Проницаемость пласта 0,0,11-0,100 мкм². Средний дебит скважины по нефти 0,7-1,8 т/сут, обводненность продукции добывающих скважин 60,2-90.2%. Приемистость скважины 80 м³/сут. Готовят отдельно в мернике цементировочного агрегата путем перемешивания кислотную композицию из соляной кислоты 15% концентрации в количестве 3,0 т и алюмосиликатов 0,02 т и НПАВ Неонол АФ 9-12 - 0,02 т. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают кислотную композицию, останавливают на реагирование на 12 часов, затем закачивают композиционную систему из Нефтенола НЗ в количестве 0,5 т и растворителя ЖОУ 6 т. Продавливают в пласт композицию 16 м³ сточной воды. Скважину останавливают для реагирования на 24 часа и пускают в работу.

В течение 3-х месяцев обводненность скважин снизилась до 63,3-86,5%, т.е. на 14,6%. Дебит по нефти увеличился до 2,0-4,5 т/сут, т.е. в 2,5 раза. По прототипу, когда закачка осуществляется без предварительной закачки кислотной композиции, дебит нефти повысился с 0,9 до 1,4, т.е. в 1,5 раза, а обводненность снизилась с 87,1% до 82,7%, т.е. на 4,4%. В результате снижения обводненности и прироста дебитов нефти за год от применения предлагаемого способа дополнительно добыто по очагу воздействия 1780 т нефти, тогда как по прототипу всего 450 т. Приемистость нагнетательной скважины незначительно повысилась от 80 м³ /сут до 86 м³/сут.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на средней или поздней стадии разработки. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения коэффициента нефтевытеснения и коэффициента охвата пласта воздействием в результате регулирования проницаемости водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта. В способе извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество - ПАВ и жидкий углеводород, кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта- или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины. 1 з.п. ф-лы, 8 табл.

1. Способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество (ПАВ) и жидкий углеводород, отличающийся тем, что кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта, или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н,КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении, мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при отношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют их закачку одновременно в добывающие и нагнетательные скважины.