Способ разработки нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки терригенных слоисто-неоднородных заводненных нефтяных пластов. Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет улучшения нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств водного раствора полимера и поверхностно-активного вещества, а также снижение экономических затрат за счет использования более доступных и дешевых реагентов. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водной дисперсии Сульфацелла СЦ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, указанная дисперсия дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ АФ9-12 при следующем соотношении реагентов, мас.%: СЦ 0,5-1, АФ9-12 0,01-0,1, вода остальное, причем перед закачкой указанной оторочки закачивают предоторочку минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема указанной оторочки, при закачке указанной оторочки, приготовленной на пресной воде, закачивают предоторочку из сточной воды, а при закачке указанной оторочки, приготовленной на сточной или пластовой воде, закачивают предоторочку из пластовой воды. Для приготовления указанной дисперсии используют пресную, сточную или пластовую воду с минерализацией до 290 г/л. 1 з. п. ф-лы, 2 табл.

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки терригенных слоисто-неоднородных заводненных нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяной залежи, по которому ведут периодическую закачку водной дисперсии, содержащей смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы (Пат. РФ №2136872, Е 21 В 43/22, опубл. 10.09.99.). Недостатком данного способа при разработке нефтяного пласта является невысокая эффективность вытеснения нефти за счет ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пласта в результате глинизации пород-коллекторов и низкие нефтеотмывающие свойства данной композиции.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 0,5-2%-ной концентрации, содержащего 0,1-3% глины и водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) 7-15%-ной концентрации, содержащего 0,1-3% глины. (Пат. РФ №1739695, Е 21 В 43/22, 10.01.90, Бюл. №1). К недостаткам можно отнести высокие концентрации НПАВ и необратимую кольматацию коллекторов глинистой суспензией. Кроме этого, КМЦ является простым эфиром целлюлозы и гликолевой кислоты и в водных растворах ведет себя как полиэлектролит. Поэтому вязкость растворов КМЦ сильно зависит от рН и ионного состава среды.

Известно использование состава для добычи нефти, содержащего полиакриламид (ПАА), неионогенное поверхностно-активное вещество и воду (А.с. СССР №1544958, Е 21 В 43/22, 23.02.90, Бюл. №7). У данного состава при использовании его для разработки нефтяного пласта низкие нефтевытесняющие свойства из-за повышенной деструкции полиакриламида, обусловленной высокими сдвиговыми напряжениями в призабойной зоне пласта. Также у растворов ПАА сильно снижаются вязкостные свойства при контакте с минерализованной водой, что снижает эффективность нефтевытеснения из пласта.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (Пат. РФ №2060373, Е 21 В 43/22, 20.05.96, Бюл. №14), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas aeruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества БПАВ) 1:2,5 соответственно. Способ осуществляется на месторождениях с минерализованными водами с содержанием солей 140 г/л.

Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за неудовлетворительных нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств водного раствора полимера и ПАВ. Несмотря на высокие концентрации БПАВ, он снижает поверхностное натяжение воды всего лишь до 30 мН/м. Кроме этого, по данному способу применяется дорогостоящий импортный полимер. Все это ведет к росту экономических затрат.

Наиболее близким аналогом является способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт оторочки водной дисперсии Сульфацелла СЦ от 0,001 до 1 вес.% через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину по патенту РФ № 2136872, Е 21 В 43/22, 10.09.1999.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности способа за счет улучшения нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств водного раствора полимера и поверхностно-активного вещества, а также снижение экономических затрат за счет использования более дешевых и доступных реагентов.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водной дисперсии Сульфацелла СЦ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, указанная дисперсия дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ АФ9-12 при следующем соотношении реагентов, мас.%:

СЦ 0,5-1

АФ9-12 0,01-0,1

вода остальное,

причем перед закачкой указанной оторочки закачивают предоторочку минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема указанной оторочки, при закачке указанной оторочки, приготовленной на пресной воде, закачивают предоторочку из сточной воды, а при закачке указанной оторочки, приготовленной на сточной или пластовой воде, закачивают предоторочку из пластовой воды.

Для приготовления указанной дисперсии используют пресную, сточную или пластовую воду с минерализацией до 290 г/л.

Сульфацелл выпускается по ТУ 2231-013-32957739-01 АО “Полицелл”, г. Владимир. Сульфацелл это неионогенный полимер, получаемый действием этиленоксида на щелочную древесную целлюлозу. Сульфацелл легко растворяется в воде. Известно использование Сульфацелла в качестве реагента для ограничения водопритоков в призабойной зоне и для увеличения вязкости полимер-дисперсной системы.

В качестве НПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена АФ9-12, где 9 - число атомов углерода в алкильном радикале, 12 - число молей окиси этилена, присоединенных к молю алкилфенола или степень оксиэтилирования. НПАВ АФ9-12 по своим физико-химическим свойствам относится к водорастворимым ПАВ, но растворяется и в органических растворителях, в т.ч. нефти. НПАВ АФ9-12 выпускается АО “Нижнекамскнефтехим” по ТУ 2483-077-05766801-98.

В заявляемом способе закачивается оторочка водной дисперсии Сульфацелла и НПАВ АФ9-12, которая по мере продвижения по водоводу и по призабойной зоне пласта полностью растворяется и доходит до нефтяного пласта в виде водного раствора. В водном растворе Сульфацелл и НПАВ АФ9-12, взаимодействуя друг с другом, действуют на пласт как единый комплекс. С одной стороны происходит гидрофилизация поверхности породы и тем самым облегчается проникновение водного раствора СЦ и НПАВ АФ9-12 в низкопроницаемые пропластки, что приводит к существенному увеличению охвата пласта воздействием, и при этом повышаются нефтевытесняющие свойства оторочки водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ9-12.

С другой стороны, водный раствор СЦ и НПАВ АФ9-12 снижает межфазное натяжение на границе “нефть/вода”. Для капель нефти, размеры которых больше размера пор, при прочих равных условиях с уменьшением межфазного натяжения под действием водного раствора СЦ и НПАВ АФ9-12 уменьшается работа, необходимая для продвижения этих капель нефти из поры в пору; снижается критический перепад давления, требуемый для проталкивания их через сужение пор; уменьшается расход воды на вытеснение; увеличивается относительная проницаемость терригенных слоисто-неоднородных пластов для свободной дисперсной нефти и воды, а также количество вытесненной нефти. Следовательно, улучшаются нефтеотмывающие свойства оторочки водной дисперсии Сульфацелла и НПАВ АФ9-12.

Оптимальное соотношение реагентов в водной дисперсии было определено экспериментально. При снижении концентрации Сульфацелла ниже 0,5% эффективность нефтевытеснения мала, а увеличение концентрации СЦ выше 2% экономически нерентабельно. Также уменьшение концентрации НПАВ АФ9-12 ниже 0,01% не ведет к значительному снижению межфазного натяжения, как и увеличение концентрации НПАВ АФ9-12 выше 0,1%.

Когда в пласты закачивают оторочку водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ9-12, приготовленной на пресной воде, создают предоторочку из сточной воды, а когда закачивают оторочку водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ9-12, приготовленной на сточной или пластовой воде, создают предоторочку из пластовой воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема оторочки. Это приводит к увеличению вязкости водного раствора СЦ и НПАВ АФ9-12 в пласте, что ведет к снижению подвижности раствора, к увеличению фактора сопротивления и остаточного фактора сопротивления и к повышению нефтеотдачи пласта.

Приготовление водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ9-12 на пресной, сточной и пластовой воде с минерализацией 290 г/л позволяет расширить технологические возможности способа.

Экономическая эффективность способа также повышается за счет снижения концентрации ПАВ и применения сравнительно недорогих, доступных отечественных реагентов.

Предлагаемый способ включает совокупность существенных признаков, не известных из патентной и научно-технической литературы, позволяет получить новый технический результат. Следовательно, можно сделать вывод, что предлагаемое техническое решение обладает новизной и изобретательским уровнем.

Предлагаемый способ технологичен, применим при использовании стандартного технологического оборудования для проведения работ по увеличению нефтеотдачи пласта.

Водный раствор СЦ и НПАВ АФ9-12 в лабораторных условиях готовится следующим образом. Сначала растворяют Сульфацелл-1 марки 30 с массовой долей основного вещества 40% при постоянном перемешивании механической мешалкой RW-20 со скоростью 300 об/мин. Затем в раствор Сульфацелла-1 вносится расчетное количество НПАВ АФ9-12. Растворы готовились на пресной воде (р. Кама), на модели сточной воды с минерализацией 100 г/л и плотностью 1,070 г/см3 и на модели пластовой воды с минерализацией 290 г/л и плотностью 1,180 г/см3.

Основные физико-химические свойства растворов полимера СЦ, НПАВ АФ9-12 и их смеси представлены в таблице 1.

Скрин-фактор (Сф) характеризует вязкоупругие свойства и вязкость высокомолекулярных растворов, а межфазное натяжение (σ) - энергию взаимодействия двух жидкостей.

Из таблицы 1 видно, что скрин-фактор и вязкость водных растворов Сульфацелла в пресной воде и на модели сточной и пластовой воды не претерпевают особых изменений при смешении их с оксиэтилированным алкилфенолом. Добавка НПАВ АФ9-12 ведет к снижению межфазного натяжения водного раствора СЦ и НПАВ АФ9-12 до значений σ чистого раствора НПАВ АФ9-12. Степень положительного влияния НПАВ АФ9-12 на технологические показатели разработки нефтяной залежи прямо пропорциональна снижению величины σ обусловленного, в свою очередь, адсорбцией НПАВ АФ9-12 на границе раздела “нефть-вода”. Из таблицы 1 видно, что при концентрациях СЦ и НПАВ АФ9-12, равных 1%+0,005%, межфазное натяжение водного раствора снижается до 10 мН/м, чего недостаточно для эффективного увеличения нефтеотмывающих свойств. Увеличение концентрации НПАВ АФ9-12 до 2,5% в водном растворе СЦ и НПАВ АФ9-12 не дает кратного снижения величины σ, что ведет к неэкономному использованию этого компонента. Поэтому рекомендуемый интервал концентраций НПАВ АФ9-12 в водном растворе СЦ и НПАВ АФ9-12 равен от 0,01% до 0,1%.

При переходе на сточную и пластовую воду, как видно из таблицы 1, реологические и поверхностно-активные свойства исходных водных растворов полимера Сульфацелл, НПАВ АФ9-12 и их смеси не ухудшаются, а по вязкости наблюдается увеличение, особенно заметное на модели пластовой воды. Поэтому при отсутствии источника пресной воды данные растворы можно готовить на сточной воде или на пластовой с общей минерализацией до 290г/л.

   Таблица 1
№ п/пВодные растворыВодаКонцентрация, %Скрин-факторд.ед.Вязкость, МПа*сМежфазное натяжение (σ), мН/м
1234567
1НПАВ АФ9-12пресн.0,010,991,165,48
2НПАВ АФ9-12м. ст. воды0,011,021,366,66
3НПАВ АФ9-12пресн.0,11,011,142,52
4НПАВ АФ9-12м. ст. воды0,11,001,342,36
5Сульфацеллпресн.0,51,943,123,45
6Сульфацеллм.ст. воды0,52,263,8322,37
7Сульфацеллпресн.17,578,7220,38
8Сульфацеллм. ст. воды15,9610,8919,39
9Сульфацеллм. пласт. воды18,3517,1319,49
10СЦ+НПАВ АФ9-12пресн.0,5+0,011,983,216,13
11СЦ+НПАВ АФ9-12м. ст. воды0,5+0,012,193,946,32
12СЦ+НПАВ АФ9-12пресн.0,5+0,12,03,32,66
13СЦ+НПАВ АФ9-12м.ст.воды0,5+0,12,173,862,33
14СЦ+НПАВ АФ9-12пресн.1+0,0055,688,629,66
15СЦ+НПАВ АФ9-12м.ст.воды1+0,0056,0010,8810,4
16СЦ+НПАВ АФ9-12пресн.1+0,015,068,616,05
17СЦ+НПАВ АФ9-12м.ст.воды1+0,015,4910,036,4
18СЦ+НПАВ АФ9-12пресн.1+0,15,08,612,72
19СЦ+НПАВ АФ9-12м.ст.воды1+0,15,989,892,38
20СЦ+НПАВ АФ9-12м.пласт. воды1+0,110,919,813,93
21СЦ+НПАВ АФ9-12пресн.1+0,256,208,772,09
22СЦ+НПАВ АФ9-12м.ст.воды1+0,256,9510,531,99

Способ разработки нефтяного пласта осуществляют следующим образом. Выбирается опытный участок для закачки оторочки водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ9-12, представленный терригенными коллекторами девонского горизонта, с обводненностью добываемой продукции 30-98%, с приемистостью нагнетательной скважины не менее 300 м3/сут. и с вязкостью нефти от 3 до 300 мПа·с. Сначала создается предоторочка из сточной либо из пластовой воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема оторочки. Закачку водной дисперсии СЦ(0,5-1%) и НПАВ АФ9-12(0,01-0,1%) ведут путем дозированной подачи расчетного количества водорастворимого полимера Сульфацелл в виде порошка в поток воды, поступающей от насосных агрегатов, и через промежуточную емкость, куда вводится НПАВ АФ9-12, закачивают водную дисперсию в нагнетательные скважины. Создают оторочку водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ9-12 в размере не менее 10% порового объема пласта. После создания оторочки водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ9-12 осуществляют заводнение в обычном режиме.

Эффективность способа определялась экспериментальным путем. С целью определения нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств предлагаемого способа проводились сравнительные испытания по фильтрации жидкостей через естественные керны на лабораторной компьютеризованной насосной установке Core Laboratories (США). Использовались стандартные керны терригенных девонских пород диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см.

Методика исследований состояла в следующем. Керны экстрагировались в аппарате Сокслетта спирто-бензольной смесью, сушились до постоянного веса, определялась их воздухопроницаемость, пористость. Создавали начальную водонасыщенность центрифугированием при 5000 оборотах в минуту в течение 30 мин.

После вакуумирования керна проводили фильтрацию жидкостей через керн в следующей последовательности:

- фильтрация поверхностной безводной девонской нефти с вязкостью 18 мПа·с, плотностью 867 кг/м3 при 20°С в количестве 50 см3 с замерами перепада давления через каждые 5 см3 профильтрованной через керн нефти,

- вытеснение нефти из керна пресной водой или моделью сточной воды в количестве 50 см3,

- фильтрация исследуемого раствора в количестве 50 см3,

- фильтрация воды в количестве 50 см3,

- фильтрация воды в обратном направлении в количестве 30 см3,

- фильтрация 100 см3 авиакеросина для экстракции остаточной нефти.

На основе полученных данных рассчитывались конечный коэффициент вытеснения нефти из керна (Квыт.), фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС), которые являются основными параметрами эффективности технологий увеличения нефтеотдачи. Фактор сопротивления - это отношение подвижности воды к подвижности раствора полимера при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления - это отношение подвижности воды до закачки полимерного раствора к подвижности воды, закачиваемой вслед за полимерным раствором. По вытесненной нефти определяют прирост коэффициента вытеснения и рассчитывают прирост нефтеотдачи. Основные фильтрационные и нефтевытесняющие свойства водных растворов Сульфацелла, НПАВ АФ9-12 и их смеси представлены в таблице 2.

Были проведены опыты по фильтрации 0,1% раствора НПАВ АФ9-12 на пресной воде через естественные керны и, отдельно, по фильтрации 1% раствора СЦ на пресной воде. По основным показателям (Квыт., ФС, ОФС и прирост нефтеотдачи) нефтевытесняющие свойства этих растворов невысокие.

Таблица 2
№п/пВодные растворыnК, мдm,%Квыт., %ФСОФСПрирост нефтеотдачи, %
10,1% НПАВАФ9-12 на пресной воде534621,065,51,051,343,5
20,5% СЦ на пресной воде554219,263,86,8210,171,8
30,5% СЦ на модели сточной воды534519,261,84,853,590
41% СЦ на пресной воде547019,869,14,841,347,1
51% СЦ+0,1% НПАВ АФ9-12 на пресной воде535519,784,74,182,4222,7
61% СЦ+0,1% НПАВ АФ9-12 на м. сточной воды341517,885,137,836,223,1
71% СЦ+0,1% НПАВ АФ9-12 на пресн. воде с предоторочкой из сточной воды337119,389,820,630,927,8
80,2% ПАА+ 0,5% БПАВ 350022,076,08,578,314,0

При вытеснении нефти из естественных кернов путем закачки водного раствора Сульфацелла и НПАВ АФ9-12 на пресной воде получены хорошие результаты. Прирост нефтеотдачи составляет 22,7 %, а на сточной воде этот показатель равен 23,1%. На основании этих данных можно сказать, при смешении водного раствора Сульфацелла и НПАВ АФ9-12 происходит непростое арифметическое сложение их свойств, а образуется новый комплекс с отличными нефтевытесняющими и нефтеотмывающими свойствами. Водный раствор СЦ и НПАВ АФ9-12, закачиваемый в виде водной дисперсии, воздействует на пласт одновременно как загуститель и как поверхностно-активное вещество.

Неожиданно новый результат получен при закачке оторочки 1%-ной водной дисперсии Сульфацелла и НПАВ АФ9-12 в пресной воде с предоторочкой сточной воды в размере 10% от объема оторочки: коэффициент вытеснения нефти составил 89,8%, а прирост нефтеотдачи - 27,8%. При контакте со сточной водой увеличивается вязкость вытесняющей системы, что ведет к снижению подвижности раствора, в результате увеличивается фактор сопротивления и остаточный фактор сопротивления. С увеличением фактора сопротивления и особенно остаточного фактора сопротивления увеличивается коэффициент охвата пласта вытеснением. При значениях ОФС больше 2, согласно техническим условиям Гипровостокнефти, вытесняющая композиция обеспечивает повышенную величину коэффициента нефтеотдачи. Фактор сопротивления предлагаемого способа в 2,1 раза выше, чем у прототипа, а остаточный фактор сопротивления в 3,3 раза выше.

Считается, что при коэффициенте вытеснения нефти из керна больше 75% композиция существенно увеличивает величину коэффициента нефтеотдачи. С этой точки зрения 0,5% растворы Сульфацелла как в пресной, так и в сточной воде не столь эффективны, хотя при этом они имеют высокие значения ФС и ОФС. Поэтому снижать концентрацию Сульфацелла ниже 0,5% не целесообразно, а увеличивать больше единицы также не рентабельно, так как это ведет к перерасходу полимера.

Прирост коэффициента нефтеотдачи при закачке оторочки водной дисперсии СЦ и НПАВ АФ9-12 с предоторочкой из минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема оторочки составляет:

27,8% по сравнению с обычным заводнением;

20,7% по сравнению с чистым раствором Сульфацелла;

24,3% по сравнению с раствором НПАВ АФ9-12;

13,8% по сравнению с аналогом.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет на 13,8% увеличить нефтеотдачу терригенных слоисто-неоднородных пластов, а также снизить экономические затраты.

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт оторочки водной дисперсии Сульфацелла СЦ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество АФ9-12 при следующем соотношении реагентов, мас.%:

СЦ0,5-1
АФ9-120,01-0,1
ВодаОстальное,

причем перед закачкой указанной оторочки закачивают предоторочку минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема указанной оторочки, при закачке указанной оторочки, приготовленной на пресной воде, закачивают предоторочку из сточной воды, а при закачке указанной оторочки, приготовленной на сточной или пластовой воде, закачивают предоторочку из пластовой воды.

2.Способ по п.1 отличающийся тем, что для приготовления указанной дисперсии используют пресную, сточную или пластовую воду с минерализацией до 290 г/л.