Способ регулирования разработки нефтяной залежи

Способ регулирования разработки нефтяной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке обводненных неоднородных по проницаемости нефтяных залежей.

Известен способ заводнения нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества и водного раствора сшитого полиакриламида с минерализацией воды 30 г/л (см. патент РФ №2079641, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1997 г.).

Недостатком данного способа является его недостаточная эффективность при разработке пластов, содержащих пластовые воды с минерализацией более 30 г/л.

Известен способ извлечения жидких углеводородов (варианты), включающий закачку пенообразующего раствора, содержащего синтетический или биополимер, поверхностно-активное вещество, водный растворитель и газ, в подземную формацию с трещинами через одну из скважин и извлечение жидких углеводородов через вторую скважину (см. патент РФ №2071554, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1997 г.).

Недостатком известного способа является то, что используемый пенообразующий раствор используется для изоляции вертикальных и горизонтальных трещин, а для извлечения нефти требуется закачка вытесняющей жидкости.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину (см. патент РФ №2060373, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.).

Данный способ недостаточно эффективен для регулирования разработки нефтяной залежи.

В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного способа регулирования разработки нефтяной залежи, позволяющего за счет снижения проницаемости водопромытых пропластов и перераспределения фильтрационных пластов подключить в разработку неохваченные воздействием нефтесодержащие зоны залежи.

Поставленная задача достигается тем, что в способе регулирования разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательную скважину композиции, состоящей из полимера, поверхностно-активного вещества и растворителя, последующее нагнетание вытесняющего агента и отбор нефти из добывающей скважины, в качестве полимера используют галактоманнан, эфир целлюлозы или полиакриламид, причем перед закачкой на устье скважины устанавливают смеситель для перемешивания компонентов композиции.

В вариантах выполнения способа композиция дополнительно содержит модифицированный крахмал и/или бензоат натрия, и/или сорбат калия.

Для выполнения способа используют галактоманнаны, представляющие собой гетерогликаны, содержащиеся в семенах стручковых растений. Коммерческие препараты галактоманнанов получили название камедей, которые получают водной экстракцией полисахаридов из измельченного растительного сырья. В качестве галактоманнанов используют гуаровую смолу, или карайи камедь, или ксантановую камедь, или камедь рожкового дерева, или тары камедь, или овсяную камедь, или геллановую камедь, или гхатти камедь, или коньяк глюкоманнан, или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия”. Москва: Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973 г., стр.737), в качестве эфира целлюлозы используются, например: натрий карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), или метилцеллюлоза (МЦ), или этилцеллюлоза (ЭЦ), или гидроксипропилцеллюлоза ГПЦ), или метилэтилцеллюлоза (МЭЦ), или этилгидроксиэтилцеллюлоза (ЭГЭЦ), или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия”. Москва: Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973 г., 1423-1424) или полиакриламид (ПАА), например, по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81;

в качестве поверхностно-активного вещества используют анионные, или катионактивные, или неионогенные поверхностно-активные вещества, или их смеси при любом соотношении, например:

- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88,

- алкилтолуолсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87,

- сульфонол НП-3 по ТУ 84-509-81,

- оксиэтилированные алкилфенолы по ГОСТ 8433-81, ТУ 38.507-63-171-91, ТУ 38.507-63-0302-93,

- катапин А по ТУ 6-01-816-75,

- ДОН-52 по ТУ 2484-006-04706205-93,

- ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89,

- Лапрол 4202-2Б-30 по ТУ 2226-039-05766801-95, лапрол 5003-2Б10 по ТУ 2226-023-10488057-95, лапрол 5003-2-15 по ТУ 22266-006-10488057-94, лапрол 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94,

- МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99,

в качестве модифицированного крахмала используют крахмал, подвергшийся физической, химической или биологической обработке, что существенно изменяет строение и свойства крахмала; а в качестве растворителя используют воду или ее смесь с гликолем, например, этиленгликоль (ЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или тетраэтиленгликоль (ТЭГ) (см. Б.Н.Степаненко. Органическая химия. Москва: “Медицина”, 1975. С.119-124) или смесь с алифатическими спиртами, например, метиловый спирт (МС) по ГОСТ 2222-78, или этиловый спирт (ЭС) по ГОСТ 18300-87, или изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-84 при соотношении вода:спирт как (1-100):0,001.

Перед закачкой композиции проводят смешение ее компонентов в смесителе мельничного типа, например, в роторно-коллоидной мельнице со скоростью вращения ротора 3000 оборотов в минуту, в котором происходит одновременно с растворением компонентов композиции в растворителе и их измельчение. При использовании в качестве растворителя воды берут воду с различной минерализацией.

Состав при необходимости можно дополнительно растворить и использовать так же как вытесняющий агент.

После закачки в пласт композиция, обладающая высокой вязкостью, поступает в водонасыщенные высокопроницаемые пропластки, в результате происходит изменение гидродинамической обстановки в пласте за счет создания в высокопроницаемых зонах остаточного фактора сопротивления. При дальнейшей разработке после закачки вытесняющего агента происходит вымывание нефти из нефтесодержащих пропластков и далее в разработку включаются удаленные от скважины низкопроницаемые нефтесодержащие пропластки, таким образом, увеличивается охват пласта воздействием. В качестве вытесняющего агента используют воду, водные растворы поверхностно-активных веществ или другие нефтевытесняющие агенты.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить эффективность разработки неоднородных обводненных нефтяных залежей.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков и обладающего высокими показателями при регулировании разработки нефтяной залежи.

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

В обводненный нефтяной пласт с обводненностью до 98% через нагнетательную скважину осуществляют закачку композиции, содержащей 0,05-2,0 мас.% галактоманнана, 0,001-0,9 мас.% эфира целлюлозы, 0,01-1,0 ПАВ. Закачиваемая композиция дополнительно содержит 0,1-3,0 мас.% модифицированного крахмала и/или 0,001-0,5 мас.% бензоата натрия и/или сорбата калия. Общий объем закачанной композиции зависит от удельной приемистости скважин и толщины пласта и составляет от 10% ПО до 1 ПО высокопроницаемого пропластка. Далее закачивают вытесняющий агент. Отбор нефти производят из добывающей скважины.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию “промышленная применимость” приводим конкретные примеры определения эффективности использования способа при регулировании разработки нефтяной залежи.

Исследования эффективности использования композиции при регулировании нефтяной залежи проводят на моделях неоднородного нефтяного пласта, составленных из двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых стеклянных трубок длиной 100 см и диаметром 2 см. Трубки заполняют молотой породой. Заданное значение проницаемости получают определенным набором фракций породы. Подготовленные трубки под вакуумом насыщают пластовой водой. Для создания нефтенасыщенности воду из моделей вытесняют нефтью, для получения остаточной нефтенасыщенности нефть вытесняют до полной обводненности продукции на выходе из пористой среды. Далее в модели вводят композицию и продолжают вытеснение водой. Проводят замеры гидродинамических параметров модели.

Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1 (заявляемый способ). В модель неоднородного нефтяного пласта вводят композицию, состоящую из 1,0 г гуаровой смолы, 0,05 г КМЦ, 1,0 г неионогенного поверхностно-активного вещества - ОП-10 и 97,95 г воды. Далее закачивают воду. Остаточный фактор сопротивления составляет 9,4, и коэффициент прироста нефтевытеснения - 18,3% (см. табл., пример 1).

Примеры 2-10 проводят аналогично примеру 1, используя различные компоненты и варьируя их содержания.

Пример 11 (известный способ). В модель неоднородного нефтяного пласта закачивают композицию, состоящую из 0,1 г полиакриламида, 0,3 г биоПАВ и 99,7 г воды. Далее закачивают воду. Остаточный фактор сопротивления составляет 9,8, а коэффициент прироста нефтевытеснения - 14,7% (см. табл., пример 11).

Как видно из данных таблицы, предлагаемый способ эффективно используется для регулирования разработки нефтяной залежи, характеризующейся высокой неоднородностью, за счет подключения в разработку низкопроницаемых нефтесодержащих зон.

Использование предлагаемого способа позволяет:

- увеличить охват залежи воздействием,

- повысить коэффициент прироста нефтевытеснения в неоднородных нефтяных пластах с обводненностью до 98%,

- эффективно регулировать разработку в пластах с наличием вод любой минерализации, а также в высокотемпературных пластах.

1. Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательную скважину композиции, состоящей из полимера, поверхностно-активного вещества и растворителя, нагнетание вытесняющего агента и отбор из добывающей скважины, отличающийся тем, что в качестве полимера используют галактоманнан, эфир целлюлозы или полиакриламид, причем перед закачкой на устье скважины устанавливают смеситель для перемешивания компонентов композиции.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что композиция дополнительно содержит модифицированный крахмал, и/или бензоат натрия, и/или сорбат калия.