СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2010 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, представленной неоднородными пластами, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяных пластов, преимущественно на поздней стадии эксплуатации, включающий последовательную закачку в пласт растворов полимеров класса полиакриламида, щелочи и соли двух- или трехвалентных металлов (см. патент РФ №2103491, МКИ Е21В 43/22, публ. 1998 г.).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие деструкции молекул полимера под действием солей пластовых и закачиваемых вод, снижения вязкости из-за адсорбции полимера на поверхности пор.

Известен способ обработки нефтяных месторождений путем закачки в пласт водного раствора анионного полимера, неорганической или органической кислоты, растворимой в воде, для доведения рН среды от 0,5 до 2,5, жидкого стекла и соли поливалентного металла (см. патент РФ №2112873, МКИ Е21В 43/22, публ. 1998 г.).

Этот способ недостаточно эффективен вследствие деструкции молекул полимера в минерализованных водах и недостаточной вязкости образуемой в пласте системы из-за потери сшивающего агента на породе пласта. Также при использовании в качестве сшивающего агента солей Cr⁺³ нарушается экологическая обстановка в нефтедобывающем регионе.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката натрия и структурообразующего реагента (патент на изобретение №2215133, МКИ Е21В 43/22, публ. 2003 г.), где в качестве структурообразующего реагента берут цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную соляной кислотой, проводят технологическую выдержку и нагнетают вытесняющий агент, дополнительно закачивают раствор эфира целлюлозы, а в качестве вытесняющего агента используют воду или водный раствор ПАВ.

Известный способ недостаточно эффективен вследствие ограниченности области применения способа. Цеолитсодержащая порода с месторождения должна доставляться на завод глинопорошков, где подвергается предварительному измельчению, очистке от примесей и обработке. Все это увеличивает стоимость цеолитного материала. Необходимо отметить, что содержание ионов алюминия в цеолитной породе составляет около 2-6%. Это снижает устойчивость к размыву водой структурированной системы и эффект снижения скорости фильтрации жидкости в пласте достигается в основном за счет использования цеолита.

В основу настоящего изобретения положена задача создать экологически безвредный для окружающей среды, эффективный способ разработки нефтяной залежи, позволяющий более эффективно воздействовать на обводненные пласты за счет перераспределения фильтрационных потоков и вовлечения в разработку зон с высокой нефтенасыщенностью, а также надежно изолировать водоприток к добывающим скважинам.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку в пласт растворов полимера, силиката натрия, структурообразующей системы, проведение технологической выдержки и нагнетание вытесняющего агента, в качестве структурообразующей системы берут суспензию самораспадающегося сепарированного шлака и раствор соляной кислоты.

В преимущественном варианте осуществления способа закачки растворов полимера, силиката натрия, суспензии сепарированного самораспадающегося шлака и раствора соляной кислоты осуществляют раздельно.

В качестве полимера используют:

- Полиакриламид: accotrol S-622, DKS-ORP, РДА-1020 и др.

- Сульфацелл (гидроксиэтилцеллюлоза), марок 1 или 2, ТУ 6-55-221-1473-97.

- карбоксилметилцеллюлозу по ТУ 6-55-321-1453-96.

Силикат натрия, получаемый при плавке кварцевого песка с кальцинированной содой, берут по ГОСТ 13078-81.

Соляная кислота - по ГОСТ 3118-77.

Самораспадающийся сепарированный шлак берут, например, марки СФШ (ТУ 14-11-325-97) - который является отходом металлургической промышленности.

При взаимодействии в пласте шлака и соляной кислоты происходит реакция с выделением в раствор солей AlCl₃, MgCl₂, CaCl₂ и др. металлов и образование гелеобразной структурированной системы.

После закачки в обводненный неоднородный пласт через нагнетательную скважину водных растворов полимера, силиката натрия, суспензии сепарированного шлака и раствора кислоты происходит тройной эффект:

- структурирование и увеличение вязкости раствора полимера силикатом натрия;

- образование гидрогелей, в результате взаимодействия солей металлов и силиката натрия, выделенных кислотой из самораспадающегося шлака;

- образование вязкой, полимердисперсной структурированной системы шлак-полимер преимущественно в высокопроницаемой зоне пласта.

Этот процесс, при дальнейшей фильтрации воды, приводит к изменению фильтрационных потоков и вовлечению в разработку ранее не охваченных воздействием зон.

При закачке через добывающую скважину растворов полимера, силиката натрия, суспензии самораспадающегося шлака и раствора кислоты происходит образование вязкой структурированной гелеобразной системы в промытых каналах пласта, что приводит к изоляции водопритока к скважине и снижению обводненности добываемой продукции.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, который выражается в повышении эффективности способа разработки нефтяной залежи путем использования экологически безвредного для окружающей среды метода.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Способ в промышленных условиях осуществляется следующим образом. В обводненный нефтяной пласт через нагнетательную или добывающую скважины закачивают с помощью насосного агрегата водный раствор полимера 0,1-3%-ной концентрации, водный раствор силиката натрия 5-10%-ной концентрации. Далее закачивают суспензию самораспадающегося сепарированного шлака и раствор соляной кислоты. Пределы изменения концентрации соляной кислоты от 3-10,0%, а самораспадающегося шлака 5-10%. Соотношение между водным раствором полимера и суспензии самораспадающегося шлака составляет 1:1 соответственно, их рабочие концентрации зависят от удельной приемистости скважин и толщины пласта.

Закачку водного раствора полимера, раствора силиката натрия, суспензии самораспадающегося шлака и раствора соляной кислоты проводят циклически чередующимися оторочками. Объем количеств закачанных реагентов составляет 0,1-0,3 ПО. Осуществляют 2-5 циклов обработки. Затем проводят технологическую выдержку не менее 3 суток. Далее закачивают вытесняющий агент.

Подбор концентраций и объемов закачиваемых реагентов в зависимости от состояния скважины позволяет использовать их как для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, так и для изоляции водопритока в добывающих скважинах.

Оценку эффективности заявляемого способа и способа-прототипа проводят в лабораторных условиях по коэффициенту прироста нефтеотдачи.

Исследования проводят на модели пласта, состоящей из двух стеклянных трубок с общим входом. Кварцевый песок, которым набивают модель, подбирают так, чтобы смоделировать пласты с большей неоднородностью по проницаемости. Затем модель насыщают слабоминерализованной водой и определяют проницаемость по воде. После этого модель насыщают нефтью. Определяют коэффициент нефтеотдачи при вытеснении нефти водой. Вытеснение нефти из модели пласта проводят до полной обводненности продукции из высокопроницаемого пропластка модели.

Пример 1 (заявляемый способ)

В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, последовательно закачивают 0,3%-ный водный раствор полиакриламида Accotrol-S622, 5,0%-ный водный раствора силиката натрия, суспензию самораспадающегося шлака 5,0%-ной концентрации и 5,0%-ный раствор соляной кислоты, в виде 3 одинаковых циклов в количестве 0,21 Vпор. Проводят выдержку в течение 2 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет по модели пласта в целом 31,31% (см. табл., пример 1).

Пример 2

В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, последовательно закачивают 2,0%-ный водный раствор сульфацелла марки 1, 8,0%-ный водный раствор силиката натрия, 10,0%-ную суспензию самораспадающегося шлака и 10%-ный раствор соляной кислоты, в виде 5 одинаковых циклов в количестве 0,22 Vпор. Проводят выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 36,2% (см. табл., пример 2).

Пример 3

В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 270 г/л, последовательно закачивают 5,0%-ный водный раствор силиката натрия, 1%-ный раствор карбоксиметилцеллюлозы, 8,0%-ную суспензию самораспадающегося шлака и 5,0%-ный водный раствор соляной кислоты, в виде 3 одинаковых циклов в количестве 0,2 Vпор. Проводят технологическую выдержку в течение 2 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 34,93% (см. табл., пример 3).

Пример 4.

В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, последовательно закачивают 5,0%-ную суспензию самораспадающегося шлака и 10,0%-ный водный раствор соляной кислоты, далее 2,0%-ный водный раствор, сульфацелла марки 1 и 5,0%-ный водный раствор силиката натрия, в виде 2 одинаковых циклов в количестве 0,2 Vпор. Проводят технологическую выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 33,52% (см. табл., пример 4).

Пример 5 (известный способ)

В модель пласта чередующимися оторочками закачивают 2%-ный водный раствор сульфацелла марки 1 по ТУ 6-55-221-1473-97, с добавлением 5%-ного силиката натрия, и 8,0%-ную суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 2,0%-ным раствором соляной кислоты, в виде 3 одинаковых циклов в количестве 0,21 Vпор. Проводят выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 25,21% (см. табл., пример 5).

Применение предлагаемого способа позволяет увеличить прирост коэффициента нефтеотдачи в среднем на 10-35%, успешно разрабатывать неоднородные по проницаемости, обводненные, трещиноватые нефтяные залежи без нарушения экологической обстановки в нефтедобывающем районе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, представленной неоднородными пластами, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений. Технический результат - повышение эффективности воздействия на обводненные пласты и надежности изоляции водопритока к добывающим скважинам. В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку в пласт водных растворов полимера, силиката натрия и структурообразующей системы, проведение технологической выдержки и нагнетание вытесняющего агента, в качестве структурообразующей системы берут суспензию самораспадающегося сепарированного шлака и раствор соляной кислоты. Причем закачку осуществляют раздельно. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водных растворов полимера, силиката натрия и структурообразующей системы, проведение технологической выдержки и нагнетание вытесняющего агента, отличающийся тем, что в качестве структурообразующей системы берут суспензию самораспадающегося сепарированного шлака и раствор соляной кислоты.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку растворов полимера, силиката натрия, суспензии сепарированного шлака и раствора кислоты осуществляют раздельно.