RU2244812C1 - Способ разработки нефтяного пласта - Google Patents

Abstract

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.

Description

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/п	Водные растворы	Вода	Концентрация, %	Скрин-фактор д.ед.	Вязкость, МПа*с	Межфазное натяжение (σ), мН/м
1	2	3	4	5	6	7
1	НПАВ АФ9-12	пресн.	0,01	0,99	1,16	5,48
2	НПАВ АФ9-12	м. ст. воды	0,01	1,02	1,36	6,66
3	НПАВ АФ9-12	пресн.	0,1	1,01	1,14	2,52
4	НПАВ АФ9-12	м. ст. воды	0,1	1,00	1,34	2,36
5	Сульфацелл	пресн.	0,5	1,94	3,1	23,45
6	Сульфацелл	м.ст. воды	0,5	2,26	3,83	22,37
7	Сульфацелл	пресн.	1	7,57	8,72	20,38
8	Сульфацелл	м. ст. воды	1	5,96	10,89	19,39
9	Сульфацелл	м. пласт. воды	1	8,35	17,13	19,49
10	СЦ+НПАВ АФ9-12	пресн.	0,5+0,01	1,98	3,21	6,13
11	СЦ+НПАВ АФ9-12	м. ст. воды	0,5+0,01	2,19	3,94	6,32
12	СЦ+НПАВ АФ9-12	пресн.	0,5+0,1	2,0	3,3	2,66
13	СЦ+НПАВ АФ9-12	м.ст.воды	0,5+0,1	2,17	3,86	2,33
14	СЦ+НПАВ АФ9-12	пресн.	1+0,005	5,68	8,62	9,66
15	СЦ+НПАВ АФ9-12	м.ст.воды	1+0,005	6,00	10,88	10,4
16	СЦ+НПАВ АФ9-12	пресн.	1+0,01	5,06	8,61	6,05
17	СЦ+НПАВ АФ9-12	м.ст.воды	1+0,01	5,49	10,03	6,4
18	СЦ+НПАВ АФ9-12	пресн.	1+0,1	5,0	8,61	2,72
19	СЦ+НПАВ АФ9-12	м.ст.воды	1+0,1	5,98	9,89	2,38
20	СЦ+НПАВ АФ9-12	м.пласт. воды	1+0,1	10,9	19,81	3,93
21	СЦ+НПАВ АФ9-12	пресн.	1+0,25	6,20	8,77	2,09
22	СЦ+НПАВ АФ9-12	м.ст.воды	1+0,25	6,95	10,53	1,99

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/п	Водные растворы	n	К, мд	m,%	Квыт., %	ФС	ОФС	Прирост нефтеотдачи, %
1	0,1% НПАВАФ9-12 на пресной воде	5	346	21,0	65,5	1,05	1,34	3,5
2	0,5% СЦ на пресной воде	5	542	19,2	63,8	6,82	10,17	1,8
3	0,5% СЦ на модели сточной воды	5	345	19,2	61,8	4,85	3,59	0
4	1% СЦ на пресной воде	5	470	19,8	69,1	4,84	1,34	7,1
5	1% СЦ+0,1% НПАВ АФ9-12 на пресной воде	5	355	19,7	84,7	4,18	2,42	22,7
6	1% СЦ+0,1% НПАВ АФ9-12 на м. сточной воды	3	415	17,8	85,1	37,8	36,2	23,1
7	1% СЦ+0,1% НПАВ АФ9-12 на пресн. воде с предоторочкой из сточной воды	3	371	19,3	89,8	20,6	30,9	27,8
8	0,2% ПАА+ 0,5% БПАВ	3	500	22,0	76,0	8,57	8,3	14,0

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.

Claims (2)

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.%:

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.

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