Способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса Российский патент 2024 года по МПК E21B43/26 E21B43/22 E21B37/06 E21B47/06 C09K8/524 C09K8/58 C09K8/64 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в осложненных условиях разработки месторождений, в частности при обработке карбонатных коллекторов башкирского яруса.

Известен способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора (патент RU №2125647, МПК E21B 43/22, опубл. 27.01.1999), включающий закачку состава, содержащего нефтяную фазу, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и растворитель. В качестве ПАВ используют продукты конденсации окиси этилена с углеводородными производными, содержащими подвижный атом водорода - оксиэтилированные производные жирных спиртов, кислот, алкилфенолов, в качестве нефтяной фазы используют тяжелую асфальтово-смолистую нефть с плотностью 900 кг/м³ и более, содержанием асфальтенов 10% и более и в качестве растворителя - регулятор, повышающий растворимость неионогенных поверхностно-активных веществ и асфальтово-смолистых компонентов в нефти - четыреххлористый углерод или хлороформ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанная нефтяная фаза - 50 - 70

Указанные поверхностно-активные вещества - 15 - 25

Указанный растворитель-регулятор - 15 - 25

Недостатком известного способа является низкая экологичность, поскольку производят закачку состава, в котором в качестве растворителя-регулятора содержится в большом количестве (до 25%) хлорорганические соединения, отравляющие пластовые воды. Данный состав не может применяться в нефтедобывающей промышленности в связи с введением в 2000 г. запрета на применение хлорорганических соединений в технологических процессах добычи нефти.

Известен способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора (патент RU №2178068, МПК E21B 43/22, 43/32, опубл. 10.01.2002 в бюл. № 1), включающий закачку состава, содержащего загуститель и моющий агент. В качестве загустителя и моющего агента содержит оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы CnH2n+1COO(C2H4O)mH, где n= 15-20, m= 2-11 с молекулярной массой 344-810, дополнительно содержит фосфат или гидрофосфат щелочных металлов и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0, фосфат или гидрофосфат щелочных металлов - 1,0-7,2, вода – остальное.

Недостатками известного способа являются:

- сложность, связанная с процессом подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти из-за образования устойчивых эмульсии закачиваемого состава;

- низкая экологичность, т.к. оксиэтилированные карбоновые кислоты обладают низкой степенью биоразлагаемости.

Наиболее близким является способ повышения нефтеотдачи коллекторов (патент RU №2547871, МПК C09K 8/58, опубл. 10.04.2015 в бюл. № 10), включающий закачку состава, состоящего из загустителя и моющего агента, в качестве загустителя содержит смесь рапсового и пальмового масел, а в качестве моющего агента содержит ксилол. При следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 90,0-95,0, пальмовое масло 3,0-8,0, ксилол 2,0-5,0.

Недостатками данного изобретения являются

-низкая эффективность, связанная с отсутствием комплексного подхода в способе;

- низкая вымывающая способность из-за недостаточной концентрации пальмового и рапсового масла в закачиваемом составе трудноизвлекаемой нефти с показателями вязкости 150-230 мПа*с, добываемой в условиях карбонатного коллектора башкирского яруса.

- низкая эффективность, связанная в недостаточном снижении вязкости трудноизвлекаемой нефти (150-230 мПа*с, добываемой в условиях карбонатного коллектора башкирского яруса) из-за низкой концентрации рапсового и пальмового масел в закачиваемом составе. А также низкая концентрация ксилола в закачиваемом составе не позволит достичь успешного результата в карбонатных породах, т.к. ксилол является органическим растворителем, и в указанных концентрациях воздействие ксилола будет слабым в закачиваемом составе и не будет способствовать образованию новых трещин и каналов.

Техническим результатом при реализации способа является повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса путем снижения вязкости извлекаемой нефти, увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения требуемого режима работы нагнетательных скважин.

Технический результат достигается способом повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса, включающим закачку состава, состоящего из загустителя и моющего агента, в качестве загустителя содержит смесь рапсового и пальмового масел, а в качестве моющего агента содержит ксилол.

Новым является то, что предварительно бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 350 м, далее бурят два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250-300 м, определяют пластовое давление Рпл и толщину пласта, один ряд нагнетательных скважин останавливают, в другой ряд нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку состава при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 76-81%, пальмовое масло 7-10% и ксилол 12-14%, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м³ на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл, затем нагнетательные скважины останавливают на реагирование в течение 48 ч, далее ряд нагнетательных скважин одновременно запускают и закачивают воду в течение 30 дней с суточным объемом 40-50 м³/сут и давлением равным 1,1*Рпл, далее ряд нагнетательных скважин останавливают, затем выбирают другой ряд нагнетательных скважин и повторяют операции начиная с осуществления одновременной закачки состава.

Способ реализуется при использовании следующих реагентов:

- ксилол, выпускаемый по ГОСТ 9410-78;

- масло рапсовое, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53457-2009,

- масло пальмовое, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53776-2010.

Сущность способа заключается в следующем.

Предварительно бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 350 м.

Далее бурят два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250-300 м.

Определяют пластовое давление Рпл и толщину пласта.

Далее осуществляется заводнение пласта в следующей последовательности.

Один ряд нагнетательных скважин останавливают, в другой ряд нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку состава при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 76-81%, пальмовое масло 7-10% и ксилол 12-14%, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м³ на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.

Состав проникает в нефтенасыщенную среду пласта, на границе взаимодействия «состав-нефть» происходит существенное снижение эффективной вязкости пластовых флюидов на 25-30 % в результате пептизирующих свойств состава, позволяющих разделять агрегаты асфальтенов. Благодаря содержания в составе, оптимального количества растительного реагента (рапсового и пальмового масел) происходит разбавление и диспергирование агрегатов асфальтенов и предотвращение их агрегирования. Уменьшается гистерезис смачивания, изменяется структуру нефти, инициируются и интенсифицируются фильтрационные процессы в низкопроницаемых каналах и микротрещинах геологической среды пласта.

Затем нагнетательные скважины останавливают на реагирование в течение 48 ч, далее ряд нагнетательных скважин одновременно запускают и закачивают воду в течение 30 дней с суточным объемом 40-50 м³/сут и давлением равным 1,1*Рпл, но не превышающим максимально допустимого давления на пласт.

Далее ряд нагнетательных скважин останавливают.

Затем выбирают другой ряд нагнетательных скважин и повторяют операции начиная с осуществления одновременной закачки состава при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 76-81%, пальмовое масло 7-10% и ксилол 12-14%, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м³ на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.

Чередование рядов нагнетательных скважин при осуществлении способа изменяет распределение и изменение направления линий тока по площади участка карбонатного коллектора башкирского яруса, включает ранее не охваченные или слабо охваченные участки пласта заводнением, вытеснение нефти из этих участков интенсифицируется.

В результате происходит образование необратимой разветвленной системы новых каналов фильтрации с изменением проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности в карбонатном коллекторе башкирского яруса, как следствие увеличение охвата воздействием пласта, равномерность выработки запасов нефти.

Примеры осуществления способа.

Предварительно пробурили ряд добывающих скважин, расположенные друг от друга на расстоянии 350 м.

Далее пробурили два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250 м.

Определяют пластовое давление Рпл 8 МПа и толщину пласта 4 м.

Далее осуществляется заводнение пласта в следующей последовательности.

Один ряд нагнетательных скважин остановили, в другой ряд нагнетательных скважин одновременно закачали состав при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 81%, пальмовое масло 7% и ксилол 12%, объемом на одну нагнетательную скважину 40 м³ под давлением 12 МПа, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.

Затем нагнетательные скважины остановили на реагирование в течение 48 ч, далее ряд нагнетательных скважин одновременно запустили и закачали воду в течение 30 дней с суточным объемом 40 м³/сут и давлением равным 8,8, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.

Далее ряд нагнетательных скважин остановили.

Затем выбрали другой ряд нагнетательных скважин и повторили операции начиная с осуществления одновременной закачки состава при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 81%, пальмовое масло 7% и ксилол 12%, объемом на одну нагнетательную скважину 40 м³ под давлением 12 МПа, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.

После произвели исследования по определению дебита нефти. Результаты исследований показали, что дебит нефти одной добывающей скважины составил 7 т/сут, прирост дебита нефти одной добывающей скважины – 2,1 т/сут (пример 1, табл.1, 2).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения приведены в табл. 1 (примеры 1-5), результаты - в табл. 2 (примеры 2-5).

Таблица 2 – Результаты осуществления способа повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса. Средний дебит нефти, т/сут

№ До способа После способа Прирост 1 4,9 7,0 2,1 2 3,5 7,4 3,9 3 2,8 4,1 1,3 4 4,3 6,8 2,5 5 3,7 6,4 2,7

При изменении концентрации рапсового масла менее 76 мас. % в составе наблюдается малое снижение вязкости нефти в виду недостаточной концентрации масла. И более 81 мас % в составе начинается влияние компонента на изменение состава и свойств высоковязкой нефти.

При изменении концентрации пальмового масла менее 7 мас. % в составе наблюдается малое снижение вязкости нефти в виду недостаточной концентрации масла. И более 10 мас % в составе начинается влияние компонента на изменение состава и свойств высоковязкой нефти.

При изменении концентрации ксилола менее 12 мас. % в составе наблюдается слабое влияние с карбонатной породой, не достаточное для формирования новой сетки трещин и каналов. И более 14 мас % в составе наблюдается разрушение горной породы под влиянием органического растворителя.

При изменении расстояния от ряда нагнетательных скважин до ряда добывающих скважин менее 250 м наблюдается прорыв закачиваемой в нагнетательные скважины воды по трещинам большего диаметра, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин. И более 300 м наблюдается низкая гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами.

При изменении суточного объема воды менее 40 м³/сут наблюдается снижение эффекта от закачиваемого состава и постепенное снижение пластового давления. И более 50 м³/сут наблюдается прорыв закачиваемой в нагнетательные скважины воды по трещинам большего диаметра, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса путем снижения вязкости извлекаемой нефти, увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения требуемого режима работы нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяной залежи путем снижения вязкости извлекаемой нефти, увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти. В способе повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 350 м. Далее бурят два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250-300 м. Определяют пластовое давление Рпл и толщину пласта. Один ряд нагнетательных скважин останавливают, в другой ряд нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку состава, содержащего, мас.%: рапсовое масло 76-81; пальмовое масло 7-10 и ксилол 12-14, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м³ на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл. Затем нагнетательные скважины останавливают на реагирование в течение 48 ч. Далее ряд нагнетательных скважин одновременно запускают и закачивают воду в течение 30 дней с суточным объемом 40-50 м³/сут и давлением, равным 1,1*Рпл. Далее ряд нагнетательных скважин останавливают. Затем выбирают другой ряд нагнетательных скважин и повторяют операции, начиная с осуществления одновременной закачки состава. 2 табл., 5 пр.

Способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса, включающий закачку состава, состоящего из загустителя и моющего агента, в качестве загустителя содержащего смесь рапсового и пальмового масел, а в качестве моющего агента содержащего ксилол, отличающийся тем, что предварительно бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 350 м, далее бурят два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250-300 м, определяют пластовое давление Рпл и толщину пласта, один ряд нагнетательных скважин останавливают, в другой ряд нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку состава при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 76-81; пальмовое масло 7-10 и ксилол 12-14, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м³ на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл, затем нагнетательные скважины останавливают на реагирование в течение 48 ч, далее ряд нагнетательных скважин одновременно запускают и закачивают воду в течение 30 дней с суточным объемом 40-50 м³/сут и давлением, равным 1,1*Рпл, далее ряд нагнетательных скважин останавливают, затем выбирают другой ряд нагнетательных скважин и повторяют операции, начиная с осуществления одновременной закачки состава.