Реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ обработки обводненного нефтяного пласта
Владельцы патента RU 2320696:
Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи и к способам обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности обработки фациально-неоднородных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. Технический результат - увеличение фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах и повышение эффективности применения эмульсионных составов в полифациальных отложениях при разработке нефтяных месторождений. Реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины содержит, мас.%: углеводородный растворитель 3,0-45,5, смесь кубовых остатков ректификации глицерина 0,05-10,0, поверхностно-активное вещество 0,05-4,5, регулятор рН-алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами и/или щелочной сток производства капролактама 0,05-10,0 и битумсодержащий продукт - остальное. В способе обработки обводненного нефтяного пласта, включающем закачку битумсодержащего реагента, продавку его в пласт и технологическую выдержку, в качестве битумсодержащего реагента используют указанный выше реагент. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи и к способам обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности обработки фациально-неоднородных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.
Известен способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку и продавку в пласт битумсодержащего реагента, представляющего собой высокомолекулярные органические соединения, включающие термопластические полимеры из группы полиолефинов и высокомолекулярные нефтяные битумы (см. Комиссаров А.И. и др. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. - М.: «Нефтяное хозяйство», 1985, №6, с.55).
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность проводимой технологической операции. Продуктивность скважин с течением времени быстро снижается. Эффективность воздействия оказывается невелика. Кроме того, недостатком известного способа является то, что используемые при этом составы приемлемы только для пластов с высокой температурой 190-170°С и представленных трещиноватыми коллекторами.
Известен состав и способ обработки обводненного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт дисперсии водорастворимого полимера и тонкоизмельченных материалов в нефтебитумном продукте, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами (Патент РФ №2140529, МПК6 Е21В 43/22, опубл. 27.10.1997 г.).
Недостатком применения предложенного состава и способа является то, что недостаточен его изолирующий эффект, что отражается на эффективности способа.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, представляющий собой битумсодержащий реагент, который содержит тонкую дисперсию битума с температурой плавления 35-135°С в 1%-ном растворе гидроокиси натрия NaOH или соляной кислоты HCl, а ПАВ - катионоактивные, анионоактивные или неогенные - в качестве эмульгатора, и дополнительно хлористый кальций, а также способ обработки нефтяного пласта, который заключается в закачке в пласт битумсодержащего реагента или его смеси с углеводородным растворителем, представляющем собой нефть или кубовые остатки производства этилбензола и стирола - смолу «КОРЭ» и минерального порошка - бентонитовой глины (Патент РФ №2230900, МПК7 Е21В 43/22, опубл. 20.06.2004 г.).
Недостатком применения предлагаемого состава и способа является то, что при применении данного битумсодержащего реагента не учитывается фациальные и физико-химические особенности вмещающих пород и как следствие отсутствие избирательности (селективности) используемых в способе водоограничительных материалов в отношении водонасыщенных промытых интервалов фациально-неоднородных пластов. Также недостатком известного способа является недостаточная эффективность проводимой технологической операции, а именно низкая проникающая способность высокомолекулярного состава в объем пласта, поэтому не удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную блокировку водонасыщенных зон, а также увеличить фазовую проницаемость для нефти в низкопроницаемых зонах пласта.
В основу предложенного изобретения положена задача создания реагента для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способа обработки обводненного нефтяного пласта, позволяющих увеличивать фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых промытых зонах, и повышение эффективности применения эмульсионных составов в полифациальных отложениях при разработке нефтяных месторождений.
Поставленная задача решается так, что реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, содержащий битумсодержащий продукт, поверхностно-активное вещество (ПАВ), углеводородный растворитель и регулятор рН, в качестве регулятора рН содержит алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами и/или щелочной сток производства капролактама и дополнительно смесь кубовых остатков ректификации глицерина, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Углеводородный растворитель | 3,0-45,5 |
| Смесь кубовых остатков ректификации глицерина | 0,05-10,0 |
| ПАВ | 0,05-4,5 |
| Регулятор рН | 0,05-10,0 |
| Битумсодержащий продукт | остальное |
а также в способе обработки обводненного нефтяного пласта, включающем закачку битумсодержащего реагента, продавку его в пласт и технологическую выдержку, в качестве битумсодержащего реагента используют реагент по п.1.
В вариантах способа:
- в способе по п.2, в реагент вводят химический реагент;
- в способе по п.2, в реагент вводят наполнитель;
- в способе по п.2, в реагент вводят химический реагент и наполнитель;
- в способе по п.2, или 3, или 4, или 5, реагент закачивают циклически, причем после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.
Реагент представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром разнонаправленных физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность. Он находится в коллоидно-дисперсном состоянии, образуя мицеллярные растворы. Дисперсионной средой являются мальтены, диспергированной - смолисто-асфальтеновые вещества. Смолистые фракции, играя роль ПАВ, образуют в агрегате сольватный слой.
В качестве битумсодержащего продукта используют, например, мазут М-100 (M100) по ГОСТ 10585-99, битум нефтяной дорожный жидкий (БНДЖ) по ГОСТ 11955-82, битум нефтяной дорожный (БНД) по ГОСТ 22245-90, битум строительный (БС) по ГОСТ 6617-76, битум хрупкий (БХ) по ГОСТ 21822-87, нефть Зюзеевского месторождения (НЗ) с плотностью - 869 кг/м3.
В качестве кубовых остатков ректификации глицерина (КОРГ) используют глицериновый гудрон по ТУ 18 РСФСР 925-85.
В качестве ПАВ могут быть использованы, например, Неонол АФ9-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ9-6, АФ9-4 по ТУ 38.50724-87, Сульфанол НП-3 по ТУ 84-509-87 и др.
В качестве регулятора рН могут быть использованы, например, соли карбоновых кислот - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами по ТУ 38.302163-89.
В качестве наполнителей используют, например, минеральные порошки по ГОСТ 52129-2003, атактический пропилен по ГОСТ 23001-88, мел, глинопорошок по ТУ 5751-002-58156178-2002, портландцемент по ГОСТ 1581-96, древесную муку по ГОСТ 16361-87, сажу по ГОСТ 7885-86, эпоксидную смолу по ГОСТ 10587-93, резиновую крошку по ТУ 38-105590-84, серу по ГОСТ 127.1-93 и др.
В качестве химреагентов используют, например, порошкообразный полиакриламид (ПАА) по ТУ 6-16-2532-810, полиакриламид DP9 81-77, полиэтиленоксид, карбоксиме-тилцеллюлоза (КМЦ), оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ), лигносульфонат (ТУ 61-04-225-79), изопропанол (ГОСТ 9805-76), этиловый спирт и реагент на основе метилового спирта (СНПХ-ИПГ-11 по ТУ 39-05765670-ОП-179-93), кубовые остатки производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85.
В качестве углеводородного растворителя используют, например, дистиллят нефтяной высокосернистый (ДНВ) по ТУ 0251-055-00151638-2003, дистиллят нефтяной (ДН) по ТУ 0251-56-00151638-2003, смола «КОРЭ» по ТУ 2414-033-05766801-95, жидкие продукты пиролиза по ТУ 10285-83 или бензин, газойль, гексан, дизельное топливо, керосин или их смеси.
В качестве продавочной жидкости могут быть использованы, например, битумсодержащий продукт вышеупомянутый или углеводородный растворитель вышеупомянутый, например безводная нефть, пластовая вода, технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор и др.
Примеры приготовления битумсодержащего реагента.
Битумсодержащий продукт нагревают до 80-90°С, затем при перемешивании дозатором вводят углеводородный растворитель. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после охлаждают смесь до 30-40°С и при перемешивании диспергируют смесью кубовых остатков ректификации глицерина (КОРГ), поверхностно-активным веществом (ПАВ) и регулятором рН. Составы реагента приведены в таблице 1.
| Таблица 1 | |||||||||
| № п/п | Компонентный состав, мас.% | ||||||||
| Битумсодержащий продукт | Органический растворитель | ПАВ | КОРГ | регулятор рН | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||||
| 1 | мазут М-100 | 60 | Дистиллят нефтяной высокосернистый | 10 | Неонол АФ9-12 | 1 | 8 | ГХА | 6 |
| Отработанный Абсорбент | 15 | ||||||||
| 2 | мазут М-100 | 30 | Дистиллят нефтяной высокосернистый | 13,5 | Неонол АФ9-6 | 4,5 | 7 | ЩСПК | 7 |
| Битум нефтяной дорожный | 35 | ГХА | 3 | ||||||
| 3 | Битум нефтяной дорожный | 68 | Дистиллят нефтяной высокосернистый | 20 | Неонол АФ9-10 | 1 | 3 | ЩСПК | 8 |
| 4 | Битум нефтяной дорожный жидкий | 55 | Дистиллят нефтяной высокосернистый | 10 | Неонол АФ9-12 | 2 | 10 | ЩСПК | 8 |
| Дистиллят нефтяной | 15 | ||||||||
| 5 | Битум строительный | 45 | Дистиллят нефтяной высокосернистый | 20 | Неонол АФ9-12 | 2 | 8 | ГХА | 3 |
| смола «КОРЭ» | 22 | ||||||||
| 6 | Битум хрупкий | 38 | Дистиллят нефтяной высокосернистый | 27 | Неонол АФ9-6 | 0,5 | 6 | ГХА | 10 |
| Отработанный Абсорбент | 18.5 | ||||||||
| 7 | Битум нефтяной дорожный | 58 | Дистиллят нефтяной высокосернистый | 31 | Неонол АФ9-10 | 0,5 | 6 | ЩСПК | 4,5 |
| 8 | мазут М-100 | 66,85 | смола «КОРЭ» | 3,0 | Неонол АФ9-6 | 0,05 | 0,05 | ГХА | 0,05 |
| Битум нефтяной дорожный жидкий | 30 | ||||||||
| 9 | мазут М-100 | 87,4 | смола «КОРЭ» | 10,0 | Неонол АФ9-12 | 0,1 | 1,5 | ЩСПК | 1,0 |
Использование заявляемого реагента и способа позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта и увеличение охвата воздействием низкопроницаемых полифациальных нефтенасыщенных зон.
Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.
Использование заявляемого состава и способа позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта и увеличение охвата воздействием низкопроницаемых полифациальных нефтенасыщенных зон.
Способ осуществляется следующим образом.
В призабойную зону добывающей или нагнетательной скважины посредством насосного агрегата в пласт закачивают реагент. Максимальная концентрация наполнителей и химреагентов определяется удерживающей способностью дисперсионной среды. Производят продавку реагента в пласт продавочной жидкостью. Скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 12-48 ч. В варианте способа реагент закачивают циклически, причем после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.
Время окончания обработки контролируют любым известным методом.
После технологической выдержки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по обработке по определению эффективности состава и способа обработки обводненного нефтяного пласта.
Пример 1.
Обрабатывают нефтедобывающую скважину. В скважину спускают технологические насосно-компрессорные трубы (НКТ) с установкой пероворонки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При закрытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата закачивают расчетный объем реагента №3 из таблицы 1 - 16 м3. Затем продавливают его в пласт 8 м3 минерализованной воды (плотностью γ=1,15 г/см3). Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. После истечения времени реагирования промывают скважину до забоя, спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.
За 6,4 месяцев работы скважины дополнительная добыча составила 558 т нефти.
Примеры 2-7. Выполняют технологические операции как в примере 1. Дополнительно в реагент вводят химреагент или наполнитель или химреагент и наполнитель. Объем битумсодержащего реагента, количество, концентрация химреагентов и наполнителей определяется исходя из конкретных геолого-геофизических условий обрабатываемой скважины: приемистости, вскрытой толщины пласта, результатов геофизических исследований, степени выработанности запасов участка.
Пример 8-10. Выполняют технологические операции как в примере 7. Закачку ведут в 3 цикла, продавливают технологической жидкостью после каждого цикла.
Пример 11 проводился по известному способу (прототипу).
Данные по примерам 1-11 сведены в таблицу 2.
По данным таблицы 2 видно, что заявленный реагент при использовании в способе обработки обводненного нефтяного пласта позволяет существенно увеличить продуктивность скважин, а также увеличить срок продолжительности технологического эффекта.
| Таблица 2 | |||||
| № п/п | Категория скважины | Тип коллектора | Рецептура композиций | Доп. добыча (т) | |
| изоляционный состав | продавочная жидкость | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Заявляемый способ | |||||
| 1 | добывающая | терригенный | Реагент1 | мин. вода | 378 |
| 2 | добывающая | карбонатный | реагент6+ПАА (полиакриламид) | прес. вода | 408 |
| 3 | добывающая | карбонатный | реагент3+ДМ+Полигликоли | нефть | 600* |
| 4 | добывающая | терригенный | реагент4+КМЦ+ДМ | прес. вода | 389 |
| 5 | добывающая | карбонатный | реагент2+ПАА+Портландцемент | мин. вода | 449* |
| 6 | нагнетательная | карбонатный | реагент7+Древесная мука (ДМ) | мин. вода | 657 |
| 7 | нагнетательная | терригенный | реагент5+ПАВ(АФ9-6)+ПАА+ДМ | прес. вода | 540 |
| 8 | добывающая | карбонатный | реагент2+ПАВ(АФ9-6)+ПАА+ДМ | мин. вода | 723* |
| 9 | добывающая | карбонатный | реагент8+Полигликоли | мин. вода | 471 |
| 10 | добывающая | терригенный | реагент9+ПАА+ДМ | прес. вода | 397 |
| Известный способ (прототип) | |||||
| 11 | добывающая | карбонатный | битумсодержащий реагент | мин. вода | 215 |
| Примечание: | |||||
| реагент с обозначением степени, степень - это номер состава реагента из таблицы 1. | |||||
| * - эффект продолжается |
1. Реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, содержащий битумсодержащий продукт, поверхностно-активное вещество, углеводородный растворитель и регулятор рН, отличающийся тем, что в качестве регулятора рН реагент содержит алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами и/или щелочной сток производства капролактама и дополнительно смесь кубовых остатков ректификации глицерина при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Углеводородный растворитель | 3,0-45,5 |
| Смесь кубовых остатков | |
| ректификации глицерина | 0,05-10,0 |
| ПАВ | 0,05-4,5 |
| Регулятор рН | 0,05-10,0 |
| Битумсодержащий продукт | остальное |
2. Способ обработки обводненного нефтяного пласта, включающий закачку битумсодержащего реагента, продавку его в пласт и технологическую выдержку, отличающийся тем, что в качестве битумсодержащего реагента используют реагент по п.1.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в реагент вводят химический реагент.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что в реагент вводят наполнитель.
5. Способ по п.2, отличающийся тем, что в реагент вводят химический реагент и наполнитель.
6. Способ по любому из пп.2-5, отличающийся тем, что закачку реагента осуществляют циклами и после каждого цикла осуществляют закачку продавочной жидкости.
