Способ обработки неоднородного нефтяного пласта

Способ обработки неоднородного нефтяного пласта

Реферат

 

Способ обработки неоднородного нефтяного пласта включает последовательную закачку в пласт углеводородного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и кислотного состава, причем в качестве поверхностно-активного вещества используют оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 3 - 5 и/или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основании первичных жировых спиртов общей формулы C_n H_n+1O(C₂H₄O)_mH, где n = 10 - 18, m = 3 - 5, а в качестве кислотного состава используют композицию ДН-9010 - водный раствор соляной кислоты, сульфитного щелока, поверхностно-активного вещества и растворителя, или СРПХ-9010 - водный раствор лигносульфоната, кислородсодержащего растворителя, поверхностно-активного вещества и соляной кислоты, или композицию СНПХ-9020 - водный раствор соляной и плавиковой кислот, растворителя, поверхностно-активного вещества и неорганических солей, или соляную кислоту, или смесь соляной и плавиковой кислот. В преимущественном варианте выполнения способа углеводородный раствор поверхностно-активного вещества и кислотный состав берут в соотношении 3 : 1 - 1 : 5. При использовании изобретения снижается обводненность добываемой продукции и увеличивается добыча нефти. 1 з.п.ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность обработки неоднородного нефтяного пласта путем вовлечения в работу всей толщины этого пласта.

Известен способ кислотной обработки нефтяного пласта, заключающийся в закачке в пласт гидрофобной эмульсии и раствора кислот (см. авт. свид. N 898047, кл. E 21 B 43/22, публ. 1982).

При использовании данного способа достигается временное закупоривание водонасыщенных интервалов эмульсией и обработка раствором кислот низкопроницаемых интервалов пласта, а также требуется наличие специальных смесительных устройств для приготовления гидрофобной эмульсии, что усложняет и удорожает технологический процесс обработки нефтяного пласта.

Известен способ обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку осадкообразующих и кислотных реагентов (см. патент РФ N 2065951, кл. E 21 B 43/27, 1996).

Однако после закачки указанных реагентов происходит лишь временное блокирование водонасыщенных пропластов, образуется защитный экран, который после нейтрализации кислотного реагента разрушается при контакте с водой.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в последовательной закачке через скважину в пласт поверхностно-активного вещества и кислотного раствора (см. авт. свид. СССР N 1652520, кл. E 21 B 43/27, 1991).

Данный способ не обладает селективностью действия в условиях неоднородных пластов вследствие образования в пласте при взаимодействии углеводородного раствора с пластовой водой эмульсии прямого типа, свойства которой могут меняться в зависимости от условий пласта, а также обладает непродолжительностью эффекта блокировки наиболее проницаемых обводненных пропластков.

В основу настоящего изобретения положена задача создать высокоэффективный способ обработки неоднородного нефтяного пласта, позволяющий за счет комплексной обработки коллекторов путем изоляции высокопроницаемых пропластков водонерастворимой эмульсией, образуемой в пласте при взаимодействии углеводородного раствора ПАВ с пластовой водой, и дальнейшей обработки низкопроницаемых пропластков кислотным составом, снизить обводненность добываемой продукции и увеличить добычу нефти.

Поставленная задача решается путем создания способа обработки неоднородного нефтяного пласта, включающего последовательную закачку и пласт углеводородного раствора ПАВ и кислотного состава, причем в качестве ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 3-5 и/или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов общей формулы C_nH_2n+1O(C₂H₄O)_nH, где n = 10-18; m = 3-5, а в качестве кислотного состава используют композицию ДН-9010 - водный раствор соляной кислоты, сульфитного щелока, поверхностно-активного вещества и растворителя, или СНПХ-9010 - водный раствор лигносульфоната, кислородсодержащего растворителя, поверхностно-активного вещества и соляной кислоты, или композицию НПХ-9020 - водный раствор соляной и плавиковой кислот, растворителя, поверхностно-активного вещества и неорганических солей, или соляную кислоту, или смесь соляной и плавиковой кислот.

В преимущественном варианте выполнения способа углеводородный раствор ПАВ и кислотный состав берут в соотношении 3 : 1 - 1 : 5.

Оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 3-5, например Неонол АФ9-4, АФ9-5, выпускают по ТУ 38507-63-300-93.

Моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов, например Синтанол АЛМ-3, выпускается по техническому требованию ПО "Капролактам", 1990 г.

Данные ПАВ в тяжелом дистилляте используют по ТУ 39-05765670-ОП-214-95.

Также в качестве углеводородного растворителя используют гексановую фракцию по ТУ 38.10381-77, керосин по ОСТ 38.01408-86, дизельное топливо по ГОСТ 305-82, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38-101524-93, нефрас C 150/220 по ТУ 38-1011026-85, нефтас Ар 120/200 по ТУ 38-101809-80.

Композицию ДН-9010 берут по ТУ 38.40127-95; композицию СНПХ-9010 (Марки А, Б, В, Г, Д, Е) - по ТУ 39-5765657-131-91; композицию НПХ-9020 (Марки А, Б) - по ТУ 39-05765670-ОП-166-93; соляную кислоту - по ТУ 6-01-04684381-85-92, ТУ 6-01-714-77, ТУ 38-103141-78, смесь соляной и плавиковой кислот берут согласно ТУ 6-01-14-78-88.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результата, а именно создать эффективный способ обработки неоднородного нефтяного пласта.

Согласно заявляемому способу осуществляют закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества. Закачиваемый раствор проникает в водонасыщенные более проницаемые пропластки нефтяного пласта, где при взаимодействии с пластовой водой образуется высоковязкая эмульсия обратного типа, закупоривающая эти пропластки. Далее закачивают кислотный состав, который начинает проникать в низкопроницаемые нефтесодержащие пропластки, подвергая из воздействию и увеличивая их проницаемость за счет растворения пород, слагающих коллектор нефтяного пласта. Таким образом происходит интенсификация добычи нефти путем подключения к добыче низкопроницаемых пропластков, что приводит к повышению эффективности разработки нефтяного пласта.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности существенных признаков и обладающего наличием нового технического результата заявленному изобретению, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

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

Для изучения влияния заявляемого способа на изменение фильтрационных характеристик пористой среды используют модель пласта, представляющую собой спаренные насыпные линейные трубки длиной 18 см и поперечным сечением 4,52 см² с разной проницаемостью. В качестве исходного материала для создания пористой среды используют молотый кварцевый песок в чистом виде и с добавлением 10% карбоната кальция. При этом используют пористые среды с проницаемостью 0,32 - 0,50 мкм² и 1,27 - 1,60 мкм² и остаточной нефтенасыщенностью 46 - 77% и 26 - 37% соответственно. В качестве насыщающих флюидов используют минерализованную воду с содержанием солей 130 г/л и девонскую нефть. Закачку и вытеснение флюидов из пористой среды моделей осуществляют насосом марки КВ-10 при постоянном давлении. Проницаемость измеряют по изменению времени истечения 1,3 см³ жидкости при постоянном давлении и рассчитывают по формуле где V - объем жидкости, V = 1 см³; l - длина трубки, см; t - время истечения в 1 см³ жидкости, сек.; P - давление, МПа; S - площадь сечения трубки, см².

Определяют проницаемость пористой среды в низко- и высокопроницаемых трубках перед закачкой углеводородного раствора ПАВ (K₁) и после закачки кислотного состава (E₂).

Изменение фильтрационного сопротивления после проведения обработок определяют по формуле .

Результате исследований приведены в таблице.

Пример 1. В модель пласта закачивают композицию СНПХ-9010 (марка Б) в объеме 50% суммарного объема пор двух спаренных трубок, выдерживают 24 ч. После чего композицию вытесняют минерализованной водой. В высокопроницаемую трубку зашло 66% от объема оторочки, а в низкопроницаемую - 34%, фильтрационное сопротивление измеряется на 247 и 143% соответственно (см. таблицу, пример 1).

Пример 2. В модель пласта закачивают 12% неонола АФ9-4 в тяжелом дистилляте в количестве 50% суммарного объема пор, выдерживают 24 ч. После чего проводят вытеснение минерализованной водой. Фильтрационное сопротивление изменяется на 50 и -60% соответственно в низко- и высокопроницаемых трубах (см. таблицу, пример 2).

Пример 3 (заявляемый способ). В модель пласта последовательно закачивают 25% суммарного порового объема двух спаренных трубок композицию ДПХ-8700, а затем композицию СНПХ-9010 в количестве 50% суммарного объема пор, далее проводят выдержку и вытеснение минерализованной водой. Фильтрационное сопротивление в низкопроницаемой трубке уменьшилось на +1443%, а в высокопроницаемой - увеличилось на -97,4% (см. таблицу, пример 3).

Аналогично примеру 3 приводят пример 4 - 25, только в качестве ПАВ используют АФ9-5 и Синтанол АЛМ-3 в различных углеводородных растворителях и разные кислотные составы.

Пример 26 (прототип). В модель последовательно закачивают 0,3% Прогалита марки СМ-20 в тяжелой смоле пиролиза и кислотный состав, содержащий 10%-ный хлористый водород, 1,7%-ный фтористый водород, 2,9-ный октанол, 19%-ный изопропанол и воду. Выдерживают модель 2,5 ч. Фильтрационное сопротивление изменилось в низко- и высокопроницаемых трубках на +1188 и -74,8% соответственно (см. таблицу, пример 26).

Как видно из данных таблицы, при использовании заявляемого способа фильтрационное сопротивление в низкопроницаемой трубке уменьшается на 309 - 1742%, а высокопроницаемой увеличивается на 86,7 - 97,5%, а при использовании известного способа на +1188 и -77,8% соответственно.

Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с известным позволяет повысить эффективность обработки нефтяного пласта за счет увеличения проницаемости нефтенасыщенных пропластков, снизить обводненность добываемой продукции путем создании в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках защитных экранов, представляющих собой высоковязкие эмульсии обратного типа.

Формула изобретения

1. Способ обработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт углеводородного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и кислотного состава, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 3 - 5 и/или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов общей формулы C_nH_2n+1 O (C₂H₄O)_mH, где n = 10 - 18; m - 3 - 5, а в качестве кислотного состава используют композицию ДН-9010 - водный раствор соляной кислоты, сульфитного щелока, ПАВ и растворителя, или СНПХ-9010 - водный раствор лигносульфоната, кислородсодержащего растворителя, ПАВ и соляной кислоты, или композицию НПХ-9020 - водный раствор соляной и плавиковой кислот, растворителя, ПАВ и неорганических солей, или соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что последовательно заканчиваемые реагенты берут в соотношении 3 : 1 - 1 : 5.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9