Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов. В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий циклическую закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента, где в качестве химреагента берут нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580 и оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и растворитель при следующем соотношении компонентов в водном растворе, мас.%: нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580 - 0,25-7,0, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 - 0,25-7,0; растворитель 0,25-2,75; вода - остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательно-чередующуюся закачку в обводненный пласт водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии с последующей закачкой воды (см. Инструкцию по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды. РД 39-5765678-213-87Р, 1987).

Недостатком данного способа является низкая эффективность нефтевытеснения вследствие того, что закачка водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов.

Известен способ добычи нефти, включающий закачку в пласт по 0,1-0,3 поровых объема раствора поверхностно-активного вещества и углекислого газа, затем фрагментарной полимерно-гелевой системы и воды (см. авт.св. N 1809012, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1993 г.).

Этому способу присущи следующие недостатки: низкая эффективность нефтеизвлечения на поздних стадиях разработки; сложность технологии добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является технология закачки в неоднородный по проницаемости обводненный нефтяной пласт полимердисперсной системы /ПДС/, состоящей из водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, с поверхностно-активным веществом /ПАВ/. (см. Руководство по применению полимердисперсных систем с ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. РД 39Р-023-90. 1990 г.).

Недостатком известного способа является его невысокая эффективность вследствие использования неионногенного ПАВ с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными недостаточно низким межфазным натяжением и неспособностью образовывать микроэмульсионную фазу на границе с нефтью.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, позволяющий за счет комплексного воздействия повысить фильтрационное сопротивление обводненных зон и, тем самым, увеличить охват пласта заводнением, а также достичь более полного отмыва нефти из порового пространства и, кроме того, обеспечить возможность использования его в пластах с различными температурами и водами различной минерализации.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающем циклическую закачку водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующие воздействие на пласт водным раствором химреагента, в качестве химреагента берут нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и растворитель при следующем соотношении компонентов в водном растворе, мас.

нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580 0,25-7,0 оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 0,25-7,0 растворитель 0,25-2,75 вода остальное В качестве нефтяных сульфонатов /HC/ с эквивалентной массой от 400 до 580 могут быть использованы, например, натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно: сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например, С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84 или эмульгаторы, например, СМДУ-2 по ТУ 38.101545-75, сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88; нефтяной сульфонат марки "НI" фирмы Витко Кэмикл /США/.

В качестве синтетических сульфонатов /CC/ могут быть использованы, например, алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензонсульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 390 по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87.

В качестве оксиэтилированных алкилфенолов могут быть использованы, например:
ОП-10 оксиэтилированный алкилфенол, представляющий собой продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, ГОСТ 8433-81;
неонолы АФ9-10, АФ9-12 оксиэитилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, ТУ 38.507-63-171-91;
превоцел NG-12 смесь оксиэтилированного изононилфенола на основе полимеров пропилена и продукта присоединения окиси этилена к пропиленгликолю, продукт фирмы БУНА;
неоны α-12, a-14, оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе a-олефинов по ТУ 38.507-63-0302-93.

В качестве растворителя могут быть использованы, например:
низкомолекулярные спирты изобутиловый спирт /ИБС/, изопропиловый спирт /ИПС/, ГОСТ 9805-76, ГОСТ 6016-77, соответственно;
остатки кубовые производства бутиловых спиртов /КОПВС/ по ТУ 38.102167-85;
реагент САНАР-101, содержащий не менее 60% низкомолекулярного спирта по ТУ 2069635-8-92;
смеси КОПВС и САНАР или ИПС/ИБС/ с КОПВС или САНАР при соотношении 8:1-1:8.

Глинистая суспензия представляет собой дисперсную систему, содержащую взвешенные в воде частицы глинопорошка, применяемого для приготовления суббуровых растворов /ТУ 39-043-74, ТУ 39-01-08058-81 или ОСТ 39-202-86/, либо частицы технической глины /ГОСТ 24902-81/, либо при отсутствии вышеуказанных веществ частицы сырой карьерной глины, хорошо распускаемой в воде.

Закачка в промытые зоны неоднородного пласта полимердисперсной системы приводит к повышению в них фильтрационного сопротивления. Последующее нагнетание в пласт раствора ПАВ, проникающего в зоны, не охваченные ранее воздействием, способствует вовлечению их в активную разработку, и, в конечном итоге, увеличению нефтеотдачи пластов.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, который выражается в повышении эффективности разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, за счет комплексного воздействия, заключающегося в повышении охвата пласта заводнением и в значительном увеличении степени отмыва нефти.

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".

Для доказательства соответствия заявленного способа критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры осуществления способа.

Технологию разработки в промысловых условиях осуществляют следующим образом:
В пласт через нагнетательные скважины закачивают чередующимися порциями 0,050-0,1% водный раствор частично-гидролизованного полиакриламида и глинистую суспензию плотностью 1020-1080 кг/м³ при объемном соотношении 1: /0,5-5/. Указанный цикл повторяют 3-5 раз, пока не закачают рабочие объемы полимердисперсной системы. Затем пласт обрабатывают раствором ПАВ. Объемное соотношение водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида, глинистой суспензии и водного раствора ПАВ составляет 1:/0,5-5,0/:/0,25-1,0/.

Раствор ПАВ готовят смешением АПАВ, НПАВ, и растворителя в заводских условиях или непосредственно на промысле. Полученный раствор перед применением разбавляют водой различной минерализации при соотношении 1 /12-19/.

Пример 1.

Берут 1,76 г нефтяного сульфоната с молекулярной массой 420 /Петронат "НI/, которому добавляют 2,06 г неонола АФ9-12, 2,06 г растворителя /КОПВС-САНАР при соотношении 1:1/. Полученную смесь перемешивают до однородной массы и добавляют воду с минерализацией до 300 г/л до 100 г общей массы.

Аналогичным образом, варьируя соотношение компонентов, готовят и другие составы.

Приготовленные составы испытывают на устойчивость в воде с различной минерализацией и при различной температуре, а также на способность образовывать микроэмульсионную фазу. Для определения вязкости и температуры застывания используют составы, не содержащие воды. Полученные данные по определению физико-химических свойств безводных составов и их растворов приведены в табл. 1.

Как видно из данных, составы, не содержащие воды, имеют низкую температуру застывания, невысокую динамическую вязкость, что придает им устойчивость при хранении и транспортировке, кроме того, их растворы стабильны в условиях вод различной минерализации и при различных температурах.

Оценку эффективности заявляемого изобретения и способа по прототипу приводят в лабораторных условиях по следующим показателям: изменению проницаемостей высоко- и низкопроницаемых пропластков модели пласта и по приросту коэффициента нефтевытеснения.

Испытания проводят на моделях неоднородного по проницаемости пласта с двумя гидродинамическими несвязанными пропластками. Последние представляют собой трубки, длиной 0,4 м и диаметром 0,018 м, закрепленные молотым кварцевым песком и присоединенные к одному напорному контейнеру. Вначале через модель прокачивают воду в количестве 3,0 поровых объема /п.о./, затем, вводят оторочку реагентов, после чего, опять прокачивают воду в количестве 3,0 п.о. Результаты исследований приведены в табл. 2.

Пример 2.

В модель заводненного пласта закачивают водный раствор частично гидролизованного полиакриламида 0,05% концентрации и глинистую суспензию 3% концентрации в виде трех одинаковых циклов объемом 0,1 ПО каждый. Общий объем водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии составляет 0,3 ПО. Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 10,5% /см. табл. 2, опыт 1/.

В остальных примерах /опыты 3, 5, 6, 7/ закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии производят аналогично примеру 2.

Пример 3.

В модель пласта закачивают неионогенное поверхностно-активное вещество - неонол АФ9-12, 4,0% концентрации. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет всего 3,0% /см. табл. 2, опыт 2/.

Пример 4 /прототип/.

В модель пласта закачивают 0,05% водный раствор частично гидролизованного полиакриламида и глинистую суспензию 3,0% концентрации, затем, закачивают неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-12, 4,0% концентрации.

Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 14,5% /см. табл. 2, опыт 3//
Пример 5 /заявляемый способ/.

В модель пласта закачивают вначале водный раствор частично гидролизованного полиакриламида 0,05% концентрации и глинистую суспензию 3,0% концентрации, затем, раствор ПАВ /см. табл. 1, состав 1/ при объемном соотношении закачиваемых компонентов 1:1:0,25. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 20,2% /см. табл. 2, опыт 5/.

Далее в таблице приведены данные по определению эффективности при различном объемном соотношении водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида, глинистой суспензии и раствора ПАВ.

Как видно из приведенных данных, закачка ПДС существенно изменяет соотношение проницаемости между высоко- и низкопроницаемыми пропластками /ВПП: НПП/. Закачка раствора неонола АФ9-12 и заявляемого раствора ПАВ /см. табл. 1, состав 1/, практически не изменяя соотношение проницаемости между ВПП и НПП способствует отмыву нефти, причем, при применении заявленного раствора ПАВ, прирост коэффициента нефтевытеснения значительно выше, чем при применении раствора только одного ПАВ АФ9-12.

Таким образом, сравнение результатов, полученных от применения ПДС, раствора АФ9-12, заявляемого раствора ПАВ, ПДС АФ9-12 и заявляемого способа показывает, что совместное использование ПДС с раствором ПАВ приводит к достижению технического результата, значительно превышающего суммарный результат от их раздельного использования.

Использование заявляемого способа разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов позволяет достичь следующие технико-экономические преимущества:
увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения;
разрабатывать пласты с различной температурой и содержанием воды различной минерализации;
утилизировать отходы производства;
кроме того, в способе используются доступные, выпускаемые отечественной промышленностью реагенты.

Опытно-промышленные испытания, проводимые в ПО "Татнефть" на Ромашкинском месторождении, позволили получить за счет реализации способа на 1.06.93 г. 51,6 тыс.т дополнительной нефти. ТТТ1

Формула изобретения

Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий цилиндрическую закачку водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента, отличающийся тем, что в качестве химреагента используют раствор, содержащий нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и растворитель при следующем соотношении компонентов в растворе, мас.

Нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580 0,25 7,0
Оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 0,25 7,0
Спиртсодержащий растворитель 0,25 2,75
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3