RU2365746C2

RU2365746C2 - Способ вытеснения нефти заводнением

Info

Publication number: RU2365746C2
Application number: RU2007124261/03A
Authority: RU
Inventors: Миндиян Анварович Халимов (RU); Миндиян Анварович Халимов; Рафаиль Хатмуллович Алмаев (RU); Рафаиль Хатмуллович Алмаев; Лидия Васильевна Базекина (RU); Лидия Васильевна Базекина; Виктор Борисович Заволжский (RU); Виктор Борисович Заволжский; Ярослав Владимирович Легаев (RU); Ярослав Владимирович Легаев
Original assignee: Миндиян Анварович Халимов; Рафаиль Хатмуллович Алмаев; Лидия Васильевна Базекина; Виктор Борисович Заволжский; Ярослав Владимирович Легаев
Priority date: 2007-06-27
Filing date: 2007-06-27
Publication date: 2009-08-27
Also published as: RU2007124261A

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения нефти за счет снижения проницаемости водопроводящих каналов пласта и увеличения охвата пласта заводнением. Способ вытеснения нефти заводнением включает закачку водного раствора реагента РИТИН-10 и биополимера ксантанового при их соотношении, равном 1:0,5-2. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти за счет улучшения реологических свойств композиционного состава в минерализованной воде. 2 табл.

Description

Изобретение относится к области добычи нефти, в частости к способам вытеснения нефти за счет снижения проницаемости водонасыщенных поровых каналов пласта и увеличения охвата пласта заводнением.

В настоящее время известны и широко используются для увеличения нефтеотдачи пласта различные полимеры в т.ч. и биологического происхождения (а.с. 1619779, E21B 43/22). В данном изобретении используется биологически активный субстрат в композиции с полимером-акриламидом. Данный состав неэффективен по охвату пласта заводнением. Известен патент РФ № 2041345, E21B 43/22, в котором используется биореагент КШАС и растворитель. Недостатком его является малая эффективность в минерализованных водах.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку смеси биоПАВ КШАС и полиакриламида (пат. РФ № 2060373, E21B 43/22). Этот способ недостаточно эффективен из-за незначительного повышения и сохранения реологических свойств водных растворов реагентов.

Наиболее близким аналогом к заявленному является пат. РФ № 2159325, 20.11.2000 г. «Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов», включающий закачку раствора реагента РИТИН-10. Недостатком данного реагента является недостаточно высокие реологические свойства в минерализованной воде при вытеснении нефти повышенной вязкости.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа вытеснения нефти за счет улучшения и сохранения реологических свойств заявляемого состава.

Поставленная задача достигается тем, что в способе вытеснения нефти заводнением, включающем закачку водного раствора реагента РИТИН-10, согласно изобретению используемый водный раствор дополнительно содержит биополимер ксантановый БЖК при соотношении реагент РИТИН-10: указанный ксантановый биополимер БЖК, равном 1:0,5-2.

Реагент РИТИН-10 по ТУ 2216-001-13303015-03 представляет собой композицию органического полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением (гамма-лучами), с добавлением карбоксилметилцеллюлозы. Биополимер ксантановый, марки БЖК по ТУ 2458-002-50635131-2003, представляет собой водный раствор биополимеров ксантанового типа (Родопол 23П) с добавкой бактерицида СНПХ-1002. БЖК относится к малоопасным веществам (4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007-87). На биополимер БЖК и РИТИН-10 имеются все документы, разрешающие применение их в нефтяной промышленности. Товарные формы реагента РИТИН-10 и биополимера БЖК при расчете концентраций приняты за 100 мас.%.

Эффективность способа вытеснения нефти из обводненного пласта достигается за счет образования прочной армирующей сетки гельного тампона в водопромытых каналах пласта в результате межмолекулярного взаимодействия молекул модифицированного ионизирующим излучением органического полиакриламида, биополимера, их составляющих (бактерицида, карбоксилметилцеллюлозы) и солями многовалентных металлов минерализованной пластовой воды. Агрегативную устойчивость системы обеспечивает присутствие биополимера БЖК, молекулы которого образуют сольватные оболочки вокруг частиц полимера РИТИН-10. Сольватные слои обладают упругостью, повышенной вязкостью и создают механическое препятствие слипанию частиц микрогеля. В результате эффективно повышаются реологические свойства растворов полимеров, снижается водопроницаемость промытых зон и повышается охват пласта заводнением. В итоге значительно улучшается процесс вытеснения нефти.

Конкретный состав (концентрация реагентов, объемы оторочек растворов реагентов) гелеобразующего полимер-биополимерного раствора подбирается в зависимости от геолого-физических условий месторождений: пластовой температуры, состава пластовой воды, неоднородности коллектора, приемистости нагнетательных скважин, толщины пласта и степени разработки месторождения.

Растворы композиции реагента РИТИН-10 и биополимера БЖК при массовом соотношении 1:0,5-2 закачиваются в нагнетательную или добывающую скважину, продвигаются в высокопроницаемых пропластках, в низкопроницаемых зонах глубина проникновения значительно меньшая. По истечении определенного времени (12-24 часа) жидкая композиция превращается в вязкоупругий гель по всему объему, заполненному гелеобразующим раствором. Образовавшийся гельный тампон препятствует проникновению воды в высокопроницаемые зоны и трещины.

Эффективность предлагаемого способа определялась экспериментально по изменению текущего и остаточного фактора сопротивления в процессе вытеснения остаточной нефти по известной методике. Результаты исследований представлены в таблице 1.

Пример 1

Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта, длиной 30 см, диаметром 2,8 см, представленных молотым песчаником, со средней проницаемостью 0,8-0,9 мкм². В образцах пористых сред создавалась связанная вода, модели насыщались нефтью вязкостью 18,8 мПа·с. При горизонтальном положении из моделей пласта вытесняли нефть минерализованной водой (содержание солей 120 г/л) при объемном расходе 6 см³/час до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих из моделей пласта проб жидкости. Затем в модель пласта подавали оторочку раствора композиции реагента РИТИН-10 и биополимера БЖК при массовом соотношении 1:1 в количестве 0,15 п.о. Закачиваемую композицию готовили разбавлением исходных товарных форм реагентов закачиваемой водой до концентрации 0,1 мас.% исходя из 100% товарных форм реагентов. Композицию проталкивали закачиваемой водой (0,1 п.о.) и останавливали опыт на реагирование в течение 12 час. Затем пускали фильтрацию минерализованной воды до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости. Замеряли текущий и остаточный фактор сопротивления, который равен 16,1 и 8,9 соответственно. По вытесненной нефти определяли прирост коэффициента вытеснения равным 23,3% (опыт 1, табл.1).

Пример 2

После вытеснения нефти минерализованной водой, в модель пористой среды подавали оторочку раствора композиции реагента РИТИН-10 и ксантанового биополимера БЖК при массовом соотношении 1:2 (концентрация реагента РИТИН-10 в растворе композиции 0,2 мас.%, концентрация ксантанового биополимера БЖК - 0,4 мас.%) в объеме 0,15 п.о. Оторочку раствора композиции проталкивали 0,1 п.о. закачиваемой водой и останавливали опыт на реагирование в течение 12 часов. Затем фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. Текущий и остаточный фактор сопротивления равен 25,4 и 17,1 соответственно. Прирост коэффициента вытеснения составил 29,9% (опыт 3, таблица 1).

Пример 3

По такой же методике вслед за вытеснением нефти минерализованной водой, подавали оторочку раствора композиции при массовом соотношении реагента РИТИН-10 и ксантанового биополимера равным 2:1 (концентрация реагента РИТИН-10 в растворе композиции составила 0,2 мас.% и ксантанового биополимера 0,1 мас.%. Текущий и остаточный фактор сопротивления равен 24,8 и 9,3 соответственно, прирост коэффициента вытеснения составил 14,1% (опыт 4, таблица 1).

Пример конкретного осуществления способа вытеснения нефти в промысловых условиях

Очаги для обработки полимер-биополимерным раствором выбраны на участке, изолированном внутренним и внешним контуром нефтеносности. Система заводнения - внутриконтурная, очаговая. Скважины разрабатывают терригенные пласты нижнего карбона с различной проницаемостью от 0,3-0,6 до 3,5-5,0 мкм² и высокой обводненностью от 82 до 97%. Эффективная толщина основного пласта меняется от 3,6 до 6,8 м, а коэффициент расчлененности от 2 до 6, нефть повышенной вязкости и составляет 19,8 мПа·с в пластовых условиях. Температура пласта 24°С. Пластовая вода - минерализованная, хлоркальциевого типа, с содержанием солей 230 г/л. Текущая приемистость изменяется в пределах от 50 до 500 м³/сут. Применение данного способа вытеснения нефти соответствует геолого-физическим условиям данного объекта.

Способ вытеснения нефти предполагает закачивание в нефтеносный пласт через нагнетательную скважину 86 м³ смеси реагента РИТИН-10 (концентрации 0,1%) и биополимера БЖК (концентрации 0,1%). Смесь готовится растворением 0,086 т биополимера БЖК в закачиваемой воде со средней минерализацией 120 г/л. Затем, в 86 м³ раствора биополимера БЖК 0,1 мас.% концентрации дозируют 0,086 т реагента РИТИН-10 и смесь перемешивают при скорости вращения мешалки, равной 100 об/мин, в течение 2 часов. Затем готовую смесь закачивают в нагнетательную скважину и продавливают в пласт минерализованной сточной водой 10-20 м³ с плотностью 1120-1150 кг/м³. Скважину останавливают на 12-24 часа на гелеобразование и затем пускают под нагнетание воды системы ППД.

В результате проведения работ уменьшилась приемистость (см. табл.2), что указывает на селективную закупорку высокопроницаемых пластов.

Таблица 2
Результаты исследований на обработанных растворами композиции полимеров нагнетательных скважинах
	Давление, МПа		Приемистость, м³/сут
Скважина	До обработки	После обработки	До обработки	После обработки
1	14,6	15,7	86,4	24,6
2	14,5	15,0	420,0	319,0

Средняя технологическая эффективность способа составила около 500 т нефти на каждую скважино-обработку при снижении обводненности продукции на 2-3%. Периодичность воздействия способа на данном очаге определяется продолжительностью технологического эффекта.

Данный способ вытеснения нефти с применением органического полимера РИТИН-10 и биологического полимера БЖК предназначен для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов обводненных месторождений, имеющих высокопроницаемые промытые зоны, при низком нефтевытеснении охватываемых заводнением пластов. Способ вытеснения нефти может быть осуществлен на месторождениях, разрабатываемых методом заводнения (вода с различным содержанием солей до 240 г/л, без оторочки пресной воды). Способ прост и технологичен, реагенты нетоксичны. Не требуется дополнительных затрат по обустройству промыслов.

Таблица 1
№ опыта	Порядок закачивания	Массовое соотношение реагентов		Текущий фактор сопротивления	Остаточный фактор сопротивления	Прирост коэффициента вытеснения, %
		Ритин-10	БЖК
1	Закачиваемая вода	1	1	16,1	8,9	23,3
	Раствор композиции
	Закачиваемая вода
2	Закачиваемая вода	1	0,5	13,7	6,9	11,5
	Раствор композиции
	Закачиваемая вода
3	Закачиваемая вода	1	2	25,4	17,1	29,9
	Раствор композиции
	Закачиваемая вода
4	Закачиваемая вода	2	1	24,8	9,3	14,1
	Раствор композиции
	Закачиваемая вода

Claims

Способ вытеснения нефти заводнением, включающий закачку водного раствора реагента РИТИН-10, отличающийся тем, что используемый водный раствор дополнительно содержит биополимер ксантановый БЖК при соотношении реагент РИТИН-10: указанный ксантановый биополимер БЖК, равном 1:0,5-2.