Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты)
Владельцы патента RU 2341650:
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение эффективности разработки неоднородных нефтяных пластов за счет повышения изоляционных свойств закачиваемого состава. В способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем смешение компонентов - латекса, щелочи и воды и закачку в нагнетательные скважины полученного состава с последующей продавкой в пласт сточной водой, в качестве щелочи используют кальцинированную соду, смешение осуществляют в промежуточной емкости путем ввода струя в струю 2-26% водного раствора латекса и 2-20% водного раствора кальцинированной соды до образования устойчивого мелкого осадка в объеме смеси, после чего указанную смесь подают в дозировочный насос в поток сточной воды плотностью 1,02-1,2 г/см3, подаваемой под давлением в соотношении 1:(1-30) при указанном соотношении компонентов. В другом варианте способа перед продавкой указанного состава в пласт закачивают 0,005-0,01% водный раствор полиакриламида - ПАА или 0,05-2,0% водный раствор карбоксиметилцеллюлозы - КМЦ при соотношении указанных раствора и состава (5-6):1. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку одновременно через группу нагнетательных скважин с кустовой насосной станции водного раствора латекса СКМС-30 АРК со стабилизирующей добавкой и воды. Воду закачивают между оторочками водного раствора латекса, при этом оторочки водного раствора латекса и воды закачивают без остановок (патент РФ №2162143, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.01.2001, БИ №2). В качестве стабилизирующей добавки используют ПАВ ОП-10 или ОП-7. При закачивании латекса со стабилизирующей добавкой происходит взаимодействие компонентов со скелетом пористой среды, молекулы полимера и стабилизирующей добавки сорбируются на ней, что приводит к ухудшению фильтрации в них воды. Способ обеспечивает увеличение глубины проникновения закупоривающих агентов в промытые зоны пласта. Однако способ не обеспечивает эффективного сопротивления течению закачиваемой воды в промытых зонах пласта, так как стабилизированные латексы не образуют осадков при смешении с высокоминерализованными водами нефтяных месторождений.
Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку с кустовой насосной станции состава и минерализованной воды (патент РФ №2172821, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.08.2001, БИ №24). Состав содержит водорастворимый органический полимер, стабилизированный неионогенными поверхностно-активными веществами, латекс и воду. В способе используются стабилизированные синтетические или натуральные латексы (устойчивые мелкодисперсные взвеси синтетических или натуральных каучуков в воде). В качестве стабилизаторов используют неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ) типа оксиэтилированных алкилфенолов и их производных. При взаимодействии коллоидных частиц латекса и глобул молекул полимера происходит образование латексно-полимерных комплексов, что проявляется в повышении вязкости растворов. Более крупные комплексы из молекул полимера и коллоидных частиц латекса проникают, главным образом, в высокопроницаемые водопроводящие каналы пласта. Способ направлен на снижение проницаемости водопроводящих, высокопроницаемых каналов и участков неоднородного пласта. Недостатком способа является низкая эффективность, связанная с низкими изоляционными свойствами состава.
Наиболее близким аналогом является способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий смешение компонентов и закачку в нагнетательные скважины состава, содержащего латекс, щелочь и воду, с последующей продавкой в пласт сточной водой (патент РФ №2194158, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.2002, БИ №34). В способе используются стабилизированные или нестабилизированные синтетические или натуральные латексы. Нестабилизированные латексы коагулируют при смешении с минерализованными водами. В качестве стабилизаторов нестабилизированных латексов используют неионогенные поверхностно-активные вещества типа оксиэтилированных алкилфенолов и их производных. При использовании в составе стабилизированного латекса жидкого стекла улучшается сцепление частиц силикагеля с поверхностью коллектора и между собой. Нестабилизированный латекс с жидким стеклом приводит к образованию осадка. Силикат натрия создает щелочную среду, которая препятствует преждевременной коагуляции нестабилизированных латексов. Состав готовят путем растворения компонентов в пресной или минерализованной воде с плотностью не более 1010 кг/м3 или в их смеси. До и после закачки состава закачивают дистиллированную воду. После суточной выдержки на реагирование переходят под закачку воды из системы поддержания пластового давления. Недостатками способа являются низкая эффективность регулирования разработки и кратковременность эффекта изоляции, связанные с недостаточно высокими изоляционными свойствами закачиваемого состава и недостаточной устойчивостью. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности регулирования разработки неоднородных нефтяных пластов за счет повышения изоляционных свойств закачиваемого состава, регулирования времени реагирования состава, позволяющих отключить из разработки обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением и, следовательно, увеличить коэффициент нефтеизвлечения. Также способ позволяет расширить технологические возможности методов регулирования разработки неоднородных нефтяных пластов.
Технический результат достигается способом регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим смешение компонентов - латекса, щелочи и воды и закачку в нагнетательные скважины полученного состава с последующей продавкой в пласт сточной водой.
Новым является то, что в качестве щелочи используют кальцинированную соду, смешение осуществляют в промежуточной емкости путем ввода струя в струю 2-26% водного раствора латекса и 2-20% водного раствора кальцинированной соды до образования устойчивого мелкого осадка в объеме смеси, после чего указанную смесь подают в дозировочный насос в поток сточной воды плотностью 1,02-1,2 г/см3, подаваемой под давлением в соотношении 1:(1-30) при следующем соотношении компонентов мас.%:
| латекс (в пересчете на сухое вещество) | 1-15 |
| кальцинированная сода | 2-8 |
| указанная сточная вода | остальное. |
Также новым является то, что в качестве латекса используют синтетические латексы, например, ДВХБ-70, СКС-65 ГП и СКС-65.
Также технический результат достигается способом регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим смешение компонентов - латекса, щелочи и воды и закачку в нагнетательные скважины полученного состава с последующей продавкой в пласт сточной водой.
Новым является то, что в качестве щелочи используют кальцинированную соду, смешение осуществляют в промежуточной емкости путем ввода струя в струю 2-26% водного раствора латекса и 2-20% водного раствора кальцинированной соды до образования устойчивого мелкого осадка в объеме смеси, после чего указанную смесь дозируют в поток сточной воды плотностью 1,02-1,2 г/см3, подаваемой под давлением в соотношении 1:(1-30) при следующем соотношении компонентов мас.%:
| латекс (в пересчете на сухое вещество) | 1-15 |
| кальцинированная сода | 2-8 |
| указанная сточная вода | остальное, |
перед продавкой указанного состава в пласт закачивают 0,005-0,01% водный раствор полиакриламида - ПАА или 0,05-2,0% водный раствор карбоксиметилцеллюлозы - КМЦ при объемном соотношении указанных раствора и состава (5-6):1.
Также новым является то, что в качестве латекса используют синтетические латексы, например, ДВХБ-70, СКС-65 ГП и СКС-65.
При приготовлении состава используют следующие компоненты:
кальцинированная сода (техническая) марки Б по ГОСТ 5100-85;
в качестве водорастворимого полимера используют:
- полиакриламид (ПАА) - отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, ТУ 14-6-121-75, импортные - с молекулярной массой (3-15)-106 или натрий карбоксиметил-целлюлозу (КМЦ) - ТУ 2231-002-50277563-2000;
- для приготовления водных растворов латекса и кальцинированной соды используют воду плотностью 1,00 г/см3;
- для приготовления растворов полимера используют воду плотностью от 1,00 до 1,20 г/см3.
Сущность предложения заключается в следующем.
По первому варианту определяют геолого-физические свойства пластов и физико-химические свойства пластовых флюидов, фактическую приемистость нагнетательных скважин, дебит по нефти и жидкости. Анализируют показатели разработки неоднородного пласта и рассчитывают необходимый объем закачки состава в пласт, который составляет 10-30% порового объема.
Непосредственно перед закачкой смешивают компоненты в промежуточной емкости путем ввода струя в струю водного раствора синтетического латекса концентрацией 2-26 мас.% в пересчете на сухое вещество и водного раствора кальцинированной соды - 2-20 мас.%. Происходит образование устойчивого мелкодисперсного осадка в общем объеме. Полученный раствор подают через дозировочный насос в поток сточной воды плотностью 1,02-1,20 г/см3, подаваемой под давлением при соотношении 1:(1-30). Время реагирования состава можно регулировать, изменяя соотношение компонентов мас.%: латекс (в пересчете на сухое вещество) - 1-15; кальцинированная сода - 2-8; вода - остальное. Затем насосным агрегатом закачивают состав в насосно-компрессорные трубы и продавливают сточной водой в пласт. Закачка полученного раствора может также осуществляться насосным агрегатом из промежуточной емкости одновременно с процессом смешения компонентов. При взаимодействии со сточной водой осадок расслаивается и начинается процесс коагуляции с образованием частиц коагулюма. Размеры частиц коагулюма меньше размера большинства пор нефтяного коллектора, что позволяет им глубоко проникать в неоднородные пласты. Частицы коагулюма прилипают к поверхности поровых каналов и друг к другу, происходит уплотнение, слипание частиц с образованием однородной резиноподобной массы (пробки), которая не растворяется в воде и позволяет отключить из разработки неоднородного пласта обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением.
По второму варианту определяют геолого-физические свойства пластов и физико-химические свойства пластовых флюидов, фактическую приемистость нагнетательных скважин, дебит по нефти и жидкости. Анализируют показатели разработки неоднородного пласта и рассчитывают необходимый объем закачки состава в пласт, который составляет 10-30% порового объема.
Непосредственно перед закачкой смешивают компоненты первой оторочки в промежуточной емкости путем ввода струя в струю водного раствора латекса концентрацией 2-26 мас.% в пересчете на сухое вещество и водного раствора кальцинированной соды концентрацией 2-20 мас.%. Происходит образование мелкодисперсного осадка в общем объеме. Полученный раствор подают через дозировочный насос в поток сточной воды плотностью 1,02-1,20 г/см3, подаваемой под давлением при соотношении 1:(1-30). Время реагирования состава можно регулировать, изменяя соотношение компонентов мас.%: латекс (в пересчете на сухое вещество) - 1-15; кальцинированная сода - 2-8; вода плотностью 1,02-1,20 г/см3 - остальное. Затем насосным агрегатом закачивают состав в насосно-компрессорные трубы. Закачка полученного раствора первой оторочки может также осуществляться насосным агрегатом из промежуточной емкости одновременно с процессом смешения компонентов. При взаимодействии со сточной водой осадок расслаивается и начинается процесс коагуляции с образованием частиц коагулюма. Перед продавкой состава в пласт закачивают вторую оторочку водного раствора ПАА или КМЦ при объемном соотношении оторочек (5-6):1. Массовая доля ПАА составляет 0,005-0,01%, массовая доля КМЦ составляет 0,05-2,0%. Закачка второй оторочки обеспечивает продавку первой оторочки в высокопроницаемые интервалы пласта. При взаимодействии водного раствора полимера с составом, содержащим латекс, щелочь и воду, происходит уплотнение частиц коагулюма. Водный раствор полимера придает приграничной зоне состава вязкопластичные свойства, что обеспечивает более полную и долговременную изоляцию водопроводящих каналов пласта. Одновременно водный раствор полимера проникает в низкопроницаемые зоны неоднородного по проницаемости интервала пласта, способствуя дополнительному нефтевытеснению.
Предлагаемые варианты способа регулирования разработки неоднородных нефтяных пластов позволяют увеличить нефтеизвлечение за счет повышения изоляционных свойств закачиваемого состава, регулирования времени реагирования состава, что приводит к увеличению глубины, площади и эффективности воздействия на пласт. Также способ позволяет расширить технологические возможности методов регулирования разработки неоднородных нефтяных пластов. Закачивание состава в пласт можно осуществлять по технологии площадного воздействия (с кустовых насосных станций) и по разовой технологии (в отдельные скважины).
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого способа, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый способ отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".
Время реагирования состава определялось интервалом времени от момента смешения реагентов до момента коагуляции состава. Результаты исследования влияния массового соотношения компонентов на время коагулирования предлагаемого и известного составов приведены в таблице 1.
Для определения оптимальной концентрации и последовательности закачки оторочек, оценки эффективности повышения нефтеотдачи неоднородных пластов проведены испытания в лабораторных условиях. Испытания известного и предлагаемого способов проводились на линейных моделях пласта, заполненных песчаной смесью (длиной 50 см, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов линейных моделей пласта.
Исследования проводили в следующей последовательности:
- после вакуумирования модель последовательно насыщали сточной водой и нефтью Ромашкинского месторождения. Характеристика использованной нефти: плотность 0,814-0,896 г/см3, вязкость от 7 до 45 мПа·с. Определяли следующие параметры: поровый объем, начальные водонасыщенность, проницаемость по воде и нефтенасыщенность;
- проводилось вытеснение нефти сточной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 с замером на выходе объемов нефти и воды. Первичное вытеснение водой проводилось до общей обводненности нефти на выходе 100%;
- по первому варианту в модель закачивали состав, содержащий латекс, кальцинированную соду и воду. Фиксировали давление закачки. Продавливали в модель пласта сточной водой плотностью 1,20 г/см3. Модель оставляли на время реагирования и завершения процесса взаимодействия с породой;
- по второму варианту в модель последовательно закачивали оторочку состава и вторую оторочку водного раствора полимера при соотношении (5-6):1. Фиксировали давление закачки. Продавливали в модель пласта сточной водой плотностью 1,20 г/см3. Модель оставляли на время реагирования и завершения процесса взаимодействия с породой;
- после чего проводилось довытеснение нефти сточной водой путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды.
Таким образом моделировали процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после осуществления предлагаемого способа.
Анализ полученных результатов исследований проведен на примере основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС) по таблице 2, который характеризует фильтрационное сопротивление при фильтрации воды после закачки оторочек по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой оторочек.
Как видно из таблицы 2, ОФС в предлагаемых вариантах способа регулирования разработки в неоднородных по проницаемости пористых средах возрастает от 66 до прекращения фильтрации высоко проницаемых пропластков.
Таким образом, предлагаемые варианты способа регулирования разработки нефтяного пласта позволяют увеличить остаточный фактор сопротивления при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков и, следовательно, повысить нефтеотдачу неоднородных по проницаемости пластов обводненных месторождений, имеющих высокопроницаемые промытые зоны при низком нефтевытеснении охватываемых заводнением пластов путем изменения и выравнивания фильтрационных потоков. Способ прост в осуществлении, технологичен за счет возможности регулирования технологическим процессом. Реагенты не токсичны. Не требуется дополнительных затрат по обустройству промыслов.
| Таблица 1 | ||||||||||
| Время реагирования состава на основе латекса и кальцинированной соды с водой | ||||||||||
| № | Массовая доля компонентов, % | Плотность воды, г/см3 | Время реагирования, ч | Примечание | ||||||
| латекс | щелочь | водный раствор полимера | вода | |||||||
| ДВХБ-70 | СКС-65 | кальцинированная сода | жидкое стекло | ПАА | КМЦ | |||||
| 1 | 0,5 | - | - | - | - | - | 99,5 | 1,02 | 0 (мгновенно) | коагуляция |
| 2 | - | 0,5 | - | - | - | - | 99,5 | 1,09 | 0 | -"- |
| 3 | 3,0 | - | - | - | - | - | 97,0 | 1,18 | 0 | -"- |
| 4 | 2,0 | - | - | 3,0 | - | - | 95,0 | 1,01 | - | коагуляции нет осадок |
| 5 | - | 5,0 | - | 5,0 | - | - | 90,0 | 1,01 | - | -"- |
| 6 | 1,0 | - | 1,0 | - | - | - | 98,0 | 1,09 | - | -"- |
| 7 | 1,0 | - | 2,0 | - | - | - | 97,0 | 1,02 | 72 | коагуляция |
| 8 | 3,0 | - | 3,0 | - | - | - | 94,0 | 1,09 | 24 | -"- |
| 9 | 5,0 | - | 3,0 | - | - | - | 92,0 | 1,09 | 20 | -"- |
| 10 | - | 8,0 | 3,0 | - | - | - | 89,0 | 1,10 | 16 | -"- |
| 11 | 10,0 | - | 3,0 | - | - | - | 87,0 | 1,09 | 8 | -"- |
| 12 | - | 15,0 | 8,0 | - | - | - | 77,0 | 1,09 | 3 | -"- |
| 13 | - | 3,0 | 2,0 | - | - | - | 95,0 | 1,11 | 0,11 | -"- |
| 14 | 3,0 | - | 2,0 | - | - | - | 95,0 | 1,20 | 0,11 | -"- |
| 15 | - | 3,0 | 3,0 | - | - | - | 94,0 | 1,09 | 24 | -"- |
| 16 | 3,0 | - | 4,0 | - | - | - | 93,0 | 1,10 | 24 | -"- |
| 17 | - | 3,0 | 6,0 | - | - | - | 91,0 | 1,09 | - | коагуляции нет осадок |
| 18 | 3,0 | - | 8,0 | - | - | - | 89,0 | 1,09 | - | -"- |
| 19 | - | 3,0 | 10,0 | - | - | - | 87,0 | 1,09 | - | -"- |
| 20 | 3,0 | - | 2,0 | - | - | - | 95,0 | 1,00 | - | коагуляции нет |
| 21 | - | 3,0 | 2,0 | - | - | - | 95,0 | 1,02 | 24 | коагуляция |
| 22 | - | 3,0 | 2,0 | - | - | - | 95,0 | 1,09 | 0,11 | коагуляция |
| 23 | 3,0 | 2,0 | - | - | - | 95,0 | 1,18 | 0,11 | -"- | |
| 24 | 3,0 | 2,0 | - | 0,005 | - | 94,995 | 1,18 | 0,11 | -"- | |
| 25 | 3,0 | 2,0 | - | 0,01 | - | 94,99 | 1,18 | 0,11 | -"- | |
| 26 | 3,0 | 2,0 | - | - | 0,05 | 94,95 | 1,02 | 0,11 | -"- | |
| 27 | 3,0 | 2,0 | - | - | 2,0 | 93,0 | 1,18 | 0,11 | -"- |
| Таблица 2 | |||||||||||||
| Результаты фильтрационных исследований составов на насыпных моделях пласта | |||||||||||||
| № пп | оторочка | Закачиваемый состав, мас.% | Плот ность воды, г/см3 | Поровый объем,см3 | Начальная проницаемость по воде, мкм2 | Закачанный объем состава, см3 | Конечная проницаемость по воде, мкм2 | Время реагирования, ч | Остаточный фактор сопротивления,ROCT | ||||
| Латекс | Кальцинированная сода | КМЦ | ПАА | вода | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| 1 | 1 | 1,0 | 2,0 | - | - | 97,0 | 1,02 | 110 | 0,4 | 33 | 0,006 | 72,0 | 66 |
| 2 | 1 | 8,0 | 5,0 | - | - | 87,0 | 1,09 | 110 | 0,55 | 33 | 0,007 | 12,0 | 78 |
| 3 | 1 | 6,0 | 3,0 | - | - | 91,0 | 1,18 | 100 | 0,7 | 33 | 0,01 | 0,25 | 70 |
| 4 | 1 | 15,0 | 8,0 | - | - | 77,0 | 1,20 | 140 | 5,03 | 33 | 0,005 | 0,16 | 1006 |
| 5 | 1 | 2 | 3 | - | - | 95,0 | 1,02 | 110 | 2,45 | 25 | 0,016 | 24,0 | 150 |
| 2 | - | - | - | 0,005 | 99,995 | 5 | |||||||
| 6 | 1 | 10 | 3 | - | - | 87,0 | 1,09 | 100 | 1,4 | 28 | 0,001 | 8,0 | 1333 |
| 2 | - | - | - | 0,01 | 99,99 | 5 | |||||||
| 7 | 1 | 2 | 3 | - | - | 95,0 | 1,12 | 100 | 1,5 | 30 | 0,0014 | 12,0 | 1100 |
| 2 | - | - | 0,05 | - | 99,95 | 5 | |||||||
| 8 | 1 | 10 | 3 | - | - | 87,0 | 1,20 | 120 | 3,56 | 28 | - | 0,25 | не фильтр. |
| 2 | - | - | 2,0 | - | 98,0 | 5 | |||||||
| Примечание: первая оторочка - высокопроницаемый пропласток, вторая оторочка - низкопроницаемый пропласток |
1. Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий смешение компонентов - латекса, щелочи и воды и закачку в нагнетательные скважины полученного состава, с последующей продавкой в пласт сточной водой, отличающийся тем, что в качестве щелочи используют кальцинированную соду, смешение осуществляют в промежуточной емкости путем ввода струя в струю 2-26%-ного водного раствора латекса и 2-20%-ного водного раствора кальцинированной соды до образования устойчивого мелкого осадка в объеме смеси, после чего указанную смесь подают в дозировочный насос в поток сточной воды плотностью 1,02-1,2 г/см3, подаваемой под давлением, в соотношении 1:(1-30) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| латекс (в пересчете на сухое вещество) | 1-15 |
| кальцинированная сода | 2-8 |
| указанная сточная вода | остальное |
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве латекса используют синтетические латексы, например ДВХБ-70, СКС-65 ГП и СКС-65.
3. Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий смешение компонентов - латекса, щелочи и воды и закачку в нагнетательные скважины полученного состава, с последующей продавкой в пласт сточной водой, отличающийся тем, что в качестве щелочи используют кальцинированную соду, смешение осуществляют в промежуточной емкости путем ввода струя в струю 2-26%-ного водного раствора латекса и 2-20%-ного водного раствора кальцинированной соды до образования устойчивого мелкого осадка в объеме смеси, после чего указанную смесь подают в дозировочный насос в поток сточной воды плотностью 1,02-1,2 г/см3, подаваемой под давлением, в соотношении 1: (1-30) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| латекс (в пересчете на сухое вещество) | 1-15 |
| кальцинированная сода | 2-8 |
| указанная сточная вода | остальное, |
перед продавкой указанного состава в пласт закачивают 0,005-0,01%-ный водный раствор полиакриламида - ПАА или 0,05-2,0%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы - КМЦ при соотношении указанных раствора и состава (5-6):1.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что в качестве латекса используют синтетические латексы, например ДВХБ-70, СКС-65 ГП и СКС-65.
