СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННОГО НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2007 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добываемой нефти.

Известны способы регулирования разработки пластов, основанные на использовании силикатно-щелочных реагентов, водорастворимых полимеров, полимердисперсных систем и т.д. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.: Недра, 1989; Пат. РФ №2147671, 1998 г. "Состав для регулирования пласта и изоляции водопритоков"; Пат. РФ 2162936 "Состав для регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи", 1999 г.

Недостатком известных технических решений является сравнительно невысокая технологическая и экономическая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ, содержащий водорастворимый полимер, бентонитовую глину и воду (см. АС СССР №1710708, МПК Е21В 43/22, опубл. 07.02.1992). Недостатком его является небольшая эффективность из-за незначительного увеличения остаточного фактора сопротивления и низкого прироста нефтеотдачи.

Основой настоящего изобретения является создание высокоэффективного способа регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта, позволяющий за счет воздействия на его обводненные интервалы более полно извлекать нефть из неохваченных воздействием зон.

Поставленная задача решается тем, что способ для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта, содержащий водорастворимый органический полимер, бентонитовую глину и воду, дополнительно содержит углеводородный растворитель комплексного действия (РКД) и щелочной раствор при следующем соотношении компонентов:

водный раствор полимера: углеводородный растворитель = 1:3

щелочной реагент: глинистый раствор = от 1:1 до 1:5

В заявляемом способе используются синтетические полимеры акрилового типа - полиакриламид, различных марок, сополимеры полиакриламида - "Гивпан" ТУ 49560-04-02-90 или "Гипан" ТУ 6-01-166-74 и т.д.; каустическая сода ГОСТ 11078-78, жидкое стекло ГОСТ 13078-81, углеводородный растворитель комплексного действия (РКД) ТУ 2458-004-39968249-2004, глинопорошок по ТУ 39-08-058-81, ГОСТ 39-202-86.

Углеводородный растворитель "РКД" получают в результате смешения ароматических, алифатических и нафтеновых углеводородов нормального и изомерного строения с активными добавками, обладающими биоцидными и ингибирующими свойствами. Предназначается для депарафинизации скважин, растворения асфальтенов, углеводородных смол, в том числе и тяжелых, а также для бактерицидного воздействия и удаления анаэробных бактерий, в том числе сульфатвосстанавливающих (СВБ) и продуктов их жизнедеятельности. Углеводородный растворитель комплексного действия "РКД" относится к малоопасным продуктам: 4 класс по ГОСТ 12.1.007-76, обладает выраженным запахом, характерным для углеводородов.

Композицию готовят путем растворения компонентов в два этапа: а) дозирование водного раствора ПАА в углеводородный растворитель; б) дозирование глинистого раствора в раствор каустической соды, либо жидкого стекла, приготовленный на пресной воде. Закачивание состава композиции в пласт происходит последовательно. В начале закачивают смесь полимера в углеводородном растворителе, затем оторочку пресной воды и следом закачивают смесь каустической соды, либо жидкого стекла и глинистого раствора, которые проталкивают в пласт оторочкой пресной воды. Скважину останавливают на реагирование в течение не менее 8 часов и пускают под закачку системы ППД.

Физическое моделирование пластовых процессов с применением жидких углеводородов, глино-щелочно-полимерных растворов показало, что остаточные факторы сопротивления, создаваемые в результате реагирования и межмолекулярного взаимодействия реагентов, возрастают с увеличением проницаемости пород-коллекторов. Остановка скважины на 24 часа способствует более полному взаимодействию всей системы, а последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) приводит к извлечению нефти из низкопроницаемых зон и повышению охвата пласта заводнением.

Наличие в составе жидкого углеводорода способствует стабилизации микроэмульсии, образованной на границе с нефтью и сохранению реологических свойств растворов ПАА во времени. Кроме того, жидкий углеводород способствует удалению с горной породы адсорбированных асфальтосмолистых компонентов нефти, тем самым увеличивая фазовую проницаемость пористой среды по нефти.

Добавка глинистых частиц к щелочному составу позволяет увеличить объем осадка и улучшить их сцепление между собой и поверхностью породы.

Количество жидких углеводородов, щелочи, полимера и глинистых минеральных частиц в составе выбирается в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Путем подбора концентраций реагентов и буферной оторочки пресной воды можно регулировать и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта.

При взаимодействии в порах обводненного пласта глинистых частиц с щелочным и полимерным раствором образуются глино-щелочно-полимерные комплексы, которые способствуют увеличению остаточного фактора сопротивления.

Существенными признаками изобретения являются:

1) закачка раствора полимера в жидком углеводороде;

2) закачка щелочной оторочки глинистой суспензии.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ для регулирования проницаемости неоднородного обводненного нефтяного пласта.

Моделирование предложенного способа регулирования проницаемости обводненного неоднородного нефтяного пласта проведено в лабораторных условиях. Модель представляла собой трубку из нержавеющего материала диаметром 20 мм и длиной 250 мм, заполненную кварцевым песком проницаемостью 1,5 мкм², который насыщали нефтью вязкостью 22 мПа·с. На первом этапе эксперимента проводили вытеснение нефти из пласта минерализованной пластовой водой с содержанием солей 140 г/л. Вытеснение проводили до обводненности вытесняемой жидкости 100%. При этом был достигнут коэффициент вытеснения нефти равный 0,53 (остаточная нефтенасыщенность 0,47) (табл.1, опыт 12). Далее в модель пласта закачивали оторочку 0,3%-ного водного раствора полиакриламида в жидком углеводороде, оторочку пресной воды, затем щелочную оторочку глинистой суспензии (2% раствор NaOH+5% глинопорошка), оторочку пресной воды в объеме 2 НКТ. Опыт останавливали на 8 часов для взаимодействия реагентов. Затем фильтрацию минерализованной воды возобновляли. В результате применения предлагаемого способа коэффициент вытеснения нефти из модели пласта повысился до 0,87 (остаточная нефтенасыщенность уменьшилась до 0,13), фактор сопротивления - 9,0 (опыт 4, табл.1).

Таким образом, использование предлагаемого способа для нефтедобычи позволяет увеличить нефтеотдачу пласта. По аналогии были проведены ряд опытов по вытеснению нефти из пласта с использованием прототипа и аналогов. В качестве первого аналога использован способ обычного заводнения (опыт 12, табл.1). В качестве второго аналога использован способ с закачкой в пласт только глинистой суспензии и воды (опыт 7, табл.1). Результаты лабораторных исследований представлены в таблице 1.

Таблица 1Результаты моделирования процесса заводнения нефтяного пласта№ опытаСоотношение реагентов в композиции I оторочкаОбъем закачивания I оторочки, п.о.Пресная вода, оторочка №2, п.о.Соотношение реагентов в композиции, оторочка №3Объем закачивания оторочки №3, п.о.Пресная вода, оторочка №4, п.о.Коэфф. вытеснения нефти, доли ед.Фактор сопротивленияЩелочной реагентГлинистый
растворВодный раствор полимераЖидкий углеводород, РКДкаустич. содажидкое стекло1110,10,051-10,10,050,726,30211,50,10,052-10,10,050,847,0031,51,50,10,051-20,10,050,787,904310,10,051-2,50,10,050,879,005310,10,051--0,10,050,594,506---0,051--0,10,050,541,107---0,05-1-0,10,050,581,158---0,05--10,10,050,631,809310,10,05--10,10,050,767,5010310,10,05-----0,563,1011310,10,05--10,10,050,684,1012Вытеснение нефти минерализованной водой0,531,00

Полученные данные показывают возможность эффективного применения способа для регулирования проницаемости водонасыщенного пласта месторождений с минерализованными пластовыми и закачиваемыми водами. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит:

- повысить эффективность извлечения остаточной нефти из неоднородных коллекторов;

- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную добычу воды;

- снизить затраты на водоизоляционные работы;

- улучшить охрану окружающей среды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добываемой нефти. Обеспечивает создание высокоэффективного способа регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта, позволяющего за счет воздействия на его обводненные интервалы более полно извлекать нефть из неохваченных воздействием зон. Сущность изобретения: по способу закачивают водный раствор полимера и глинистого раствора. При этом вначале закачивают смесь 0,3%-ного водного раствора полиакриламида в углеводородном растворителе комплексного действия - РКД в соотношении 1:3. Затем закачивают оторочку пресной воды и смесь 2% раствора каустической соды, либо раствора жидкого стекла с глинистым раствором на пресной воде в соотношении от 1:1 до 1:5. Последние проталкивают в пласт оторочкой пресной воды в объеме 2 НКТ. Скважину останавливают на реагирование в течение не менее 8 часов и нагнетают вытесняющий агент. 1 табл.

Способ регулирования проницаемости обводненного неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку водного раствора полимера и глинистого раствора, отличающийся тем, что вначале закачивают смесь 0,3%-ного водного раствора полиакриламида в углеводородном растворителе комплексного действия - РКД в соотношении 1:3, затем закачивают оторочку пресной воды и смесь 2%-ного раствора каустической соды, либо раствора жидкого стекла с глинистым раствором на пресной воде в соотношении от 1:1 до 1:5, которые проталкивают в пласт оторочкой пресной воды в объеме 2 НКТ, скважину останавливают на реагирование в течение не менее 8 ч и нагнетают вытесняющий агент.