Спосіб розробки неоднорідних за проникністю обводнених нафтових пластів, Банк патентів
Спосіб розробки неоднорідних за проникністю обводнених нафтових пластів може бути використаний для підвищення нафтовіддачі пластів при одночасному збільшенні охоплення пласта впливом та підвищення ефективності нафтовитиснення в неоднорідних колекторах на пізніх стадіях розробки родовищ. В способе разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, в качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе при следующем співвідношенні компонентів, мас.%: суміш неіоногенних ПАР або неіоногенного та аніоноактивного сульфованого ПАР 2-35, вуглеводневий розчинник інше, причому концентрації полімеру, глини та об'єм водної системи, що закачується, водорозчинного полімеру і глини вибирають виходячи з прийомистості нагнітальних Продавлюють її в пласт водою і проводять витримку протягом 12-24 годин. Технічний результат – підвищення ефективності обробки. 3 табл., 4 ін.
Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема способів розробки нафтових пластів, а саме підвищенню нафтовіддачі пластів при одночасному збільшенні охоплення пласта впливом і підвищенні ефективності нафтовитиснення в неоднорідних колекторах на пізніх стадіях розробки родовищ.
Відомий спосіб розробки нафтового покладу, що включає відбір нафти через свердловини, що добувають, закачування робочого агента через нагнітальні свердловини і періодичнузакачування через нагнітальну свердловину облямівок водної дисперсії, де як дисперсійну фазу використовують суміш глинопорошка і порошку водорозчинного полімеру. Водну дисперсію закачують облямівками. Перехід від однієї облямівки до іншої здійснюють із зростанням тиску закачування на 1-10%. У кожній наступній облямівці зменшують кількість глинопорошка і збільшують кількість порошку водорозчинного полімеру. При цьому загальне зменшення кількості глинопорошка лежить в межах від 15 до 0 ваг.% зі збільшенням кількості порошку водорозчинного полімеру в межах від 0,001 до 1 вага.%. Як полімер використовують поліакриламід або ефіри целюлози (див. Патент Україна №2136872, МПК Е21В 43/22, опубл. 1999 р.)
Недоліком цього способу є низька ефективність нафтовитиснення внаслідок того, що закачування водної дисперсії викликає зниження проникності промитих зон, а подальше нагнітання води призводить лише до часткового відмиву нафти з порових каналів.
Відомий спосіб вилучення залишкової нафти з обводненого неоднорідного пласта, що включає закачування міцелярного розчину, що містить водорозчинну поверхнево-активну речовину (ПАР), маслорозчинну ПАР, вуглеводень і воду, з попередньою ізоляцією високопроникних зон пласта шляхом закачування мелкодисперсных тверд. , МПК Е21В 43/22, опубл. 1999).
Недоліком відомого способу є низька технологічність внаслідок багатокомпонентності міцелярного розчину, його низької агрегативної стійкості при зміні температур через вміст води в ньому, що створює труднощі при використанні способу, особливо в зимовий час.
Відомий спосіб розробки нафтових покладів, що включає відбір нафти через свердловини, що добувають, і закачування черезнагнітальні свердловини полімер-дисперсної системи в кількості 1-25% обсягу пор і розчину ПАР з подальшим витісненням водою (див. Патент Україна №1566820, МПК Е21В 43/22, опубл. 1996).
Відомий спосіб недостатньо ефективний для підвищення нафтовіддачі пластів через використання розчину неіонногенного ПАР (НПАВ) з низькими нефтеотмывающими властивостями, зумовленими недостатньо низьким міжфазним натягом, слабкими властивостями солюбілізующими і нездатністю утворювати мікроемульсійну фазу на кордоні з нафтою. Крім того, розчин НПАВ може втратити свою стабільність через чутливість до зміни температури (на поверхні та в пласті), до того ж спостерігається піноутворення при змішуванні розчину НПАВ з водою, що ускладнює процес реалізації способу.
Найбільш близьким по технічній сутності і досягається ефекту є спосіб розробки неоднорідних за проникністю обводнених нафтових пластів, що включає циклічну закачування водного розчину частково гідролізованого поліакриламіду і глинистої суспензії і подальший вплив на пласт водним розчином хімреагенту, де з еквівалентною масою від 300 до 580, окси-етильовані алкілфеноли зі ступенем оксиетилування від 8 до 16, спиртосодержащий розчинник і воду (див. Патент Україна №2065947, МПК Е21В 43/22, опубл. 1996).
Відомий спосіб не технологічний у зв'язку з чутливістю розчину ПАР до температурних коливань і високою в'язкістю в зимовий час, а також складністю використання способу через закачування водного розчину частково гідролізованого поліакриламіду і глинистої суспензії в кілька циклів.
Технічним завданням пропонованоговинаходу є підвищення ефективності способу розробки неоднорідних за проникністю обводнених нафтових пластів за рахунок комплексного впливу на пласт, що полягає в підвищенні фільтраційного опору високопроникних обводнених зон і, тим самим, збільшення охоплення пласта впливом і досягнення більш повного відмиву нафти з колектора і, в кінцевому підсумку. збільшення нафтовіддачі пласта при одночасному досягненні технологічності способу та використання його за негативних температур з виключенням небажаного піноутворення.
Поставлена задача вирішується шляхом створення способу розробки неоднорідних за проникністю обводнених нафтових пластів, що включає послідовне закачування через нагнітальні свердловини водної системи водорозчинного полімеру і глини та розчину поверхнево-активної речовини - ПАР, де в якості зазначеного розчину використовують суміш неіноген у вуглеводневому розчиннику при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: суміш неіногенних ПАР або неіногенного та аніоноактивного сульфованого ПАР - 2-35;
вуглеводневий розчинник - інше,
причому концентрації полімеру, глини і обсяг водної системи, що закачується, водорозчинного полімеру і глини визначають виходячи з прийомистості нагнітальних свердловин, а після закачування зазначеної системи продавлюють її в пласт водою і проводять витримку протягом 12-24 годин.
Для приготування водної системи водорозчинного полімеру та глини використовують водорозчинні порошкоподібні полімери:
- поліакриламід (ПАА) вітчизняний за ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, імпортний DP 9-8177, Alkoflood 935, Alkoflood 1175, DP 9-8177 за ТУ 2458-300 ;
- поліетиленоксид(ПОЕ) за ТУ 6-58-341-89;
- оксиетилцелюлозу (ОЕЦ) марки Cellosize QP100 МH; Netrosol 250-HHR-P;
- гідроксиетилцелюлозу (ГЕЦ) марки Сульфацелл за ТУ 6-55201-1407-95, ТУ 2231-013-329574-39-01 з ізм.1-7.
Як глину використовують:
- глинопорошки для бурових розчинів за ТУ 39-043-74, ТУ 39-01-08058-81 або ОСТ 39-202-86;
- технічну глину за ГОСТ 24902-81;
- кар'єрну глину, що добре розпускається у воді.
Як сульфований АПАВ використовують нафтові або синтетичні сульфонати. Нафтові сульфонати (НС) з еквівалентною масою від 400-580 являють собою натрієві, кальцієві або барієві солі сульфокислот масляних фракцій, а саме:
- сульфонати, які є основою сульфонатних присадок, наприклад. С-150, С-300 за ТУ 38.101685-84, або емульгатори, наприклад емульсоли СМДУ-2 за ТУ 38.101545-75, НГЛ-205;
- сульфонати натрію нафтові за ТУ 38.50729-88;
- Нафтовий сульфонат марки «HL» фірми Вітко Кемікл (США).
Як синтетичні сульфонати (СС) використовують алкілсульфонати, моно- та діалкілбензолсульфонати з еквівалентною масою від 300 до 390 за ТУ 6-01-1612839-34-90, ТУ 2481-037-04689375-95.
Як НПАВ використовують:
- оксиетильовані моноалкілфеноли на основі тримерів пропілену зі ступенем оксиетилування 4, 6, 8, 9, 10, 12 за ТУ 2483-077-05766801-98;
- ОП-10 – продукт обробки моно- та діалкілфенолів з окисом етилену за ГОСТ 8433-81;
- неоноли а-12, а-14 - оксиетильовані моноалкілфеноли на основі а-олефінів за ТУ 38.507-63-0302-93;
- Емульгатор Ялан Е-1, що є розчином НПАВ у вуглеводневому розчиннику, за ТУ 2458-012-22657427-2000 з змін. 1;
- Емульгатор Ялан Е-2, що є розчином НПАВ,синтезованого у вигляді амідоамінних солей вищих жирних кислот С12-С18 у вуглеводневих сумішевих розчинниках, за ТУ 2458-001-22650721-2009;
- Емульгатор Синол ЕМІ, що є емульгатором інвертних емульсій, за ТУ 2484-007-57412574-01;
- Емульгатор Синол ЕМ, що є емульгатором інвертних емульсій у вуглеводневому розчиннику, за ТУ 2413-048-48482528-98;
- Емульгатор Нафтенол НЗб, що є вуглеводневою дисперсією складних ефірів олеїнової, лінолевої, ліноленової, а також смоляних кислот і колоїдної дисперсної фази, за ТУ 2458-057-17197708-01;
- та інші, або їх суміші.
Як вуглеводневий розчинник використовують:
- абсорбент за ТУ 38.103349-85 - суміш граничних аліфатичних та ароматичних вуглеводнів, одержувана у виробництві мономерів для синтетичного каучуку;
- абсорбент Н за ТУ 2411-036-05766801-95 - суміш парафіноолефінових вуглеводнів, важких вуглеводнів і смол, що є сумішшю побічних продуктів виробництва мономерів синтетичного каучуку;
- кубовий залишок ректифікації етилбензолу та стиролу (КОРЕ) за ТУ 2414-033-05766801-95 - суміш алкілбензолів - побічний продукт ректифікації етилбензолу та стиролу;
- рідку фракцію піролізу шин (ЖФПШ) за ТУ 2451-004-0136353-2003 - суміш аліфатичних та ароматичних вуглеводнів;
- рідкі продукти піролізу (ЖФП) фракції 35-230°С та 35-270°С за ТУ 38.402-62-144-93 - суміш ненасичених, нафтенових, ароматичних вуглеводнів;
- рідкі продукти піролізу (ЖФП), смоли нафтові типу Е для експорту за ТУ 38.402-62-130-92 - суміш ненасичених та ароматичних вуглеводнів з домішкою парафінів та нафтенів, одержувана при піролізі та інших високотемпературних процесах нафто- тасланцепереробки;
- фракції ароматичних вуглеводнів - толуольну фракцію (ТФ) за ТУ 38.103579-85;
- нефрас Ар 120/200 за ТУ 38.101809-90 - суміш ароматичних вуглеводнів;
- паливо дизельне (ТД) за ГОСТ 305-82 – продукт фракційної переробки нафти;
- відпрацьоване дизельне паливо (ОДТ) за ТУ 6-00-0203335-41-89;
- шугурівський дистилат по ТУ 30-0147585-018-93 - продукт фракційної переробки високосірчистої нафти;
- фракцію гексанову за ТУ 2411-032-0576680-95;
- фракцію широких легких вуглеводнів за ТУ 38.101524-93;
- фракцію ароматичних вуглеводнів - толуольну фракцію за ТУ 38.103579-85;
- відпрацьоване дизельне паливо (ОДТ) за ТУ 6-00-0203335-41-89 - відхід виробництва етилену та інші, а також їх суміші.
Розчин ПАР у вуглеводневому розчиннику готують змішуванням компонентів до отримання однорідного розчину у заводських умовах або безпосередньо на промислі. Композиція стабільна при температурах від -50 до +30°С протягом тривалого часу.
Водну систему водорозчинного полімеру та глини готують шляхом одночасного дозування водорозчинного полімеру та глинопорошка у проміжну ємність з водою. Для дозування реагентів використовують шнековий дозатор. Дозування реагентів для отримання необхідної концентрації їх у полімер-глинистій системі розраховують за формулою:
де: Х - витрата глинопорошка та порошкоподібного полімеру, кг/год;
Q – продуктивність насосного агрегату, м/год;
ρ - густина води, на якій готується система, кг/м 3 ;
С - концентрація глинопорошка та порошкоподібного полімеру в системі, %.
Концентрації полімеру, глини та об'єм водної системи водорозчинного полімеру та глини, що закачується,обумовлені виходячи з прийомистості нагнітальної свердловини, наведені в таблиці 1. Як водорозчинний полімер використовують поліакриламід, поліетиленоксид, оксиэтилцеллюлозу і гидроксиэтилцеллюлозу, а як глини - глинопорошок (ГП).