способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий последовательную закачку оторочек фракции жидких углеводородов процесса переработки нефти с содержанием ароматических углеводородов не ниже 15%, водного раствора щелочного реагента и пресной воды через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что указанная фракция жидких углеводородов дополнительно содержит ингибитор коррозии - бактерицид НАПОР-1007, при этом фракции жидких углеводородов, ингибитор коррозии - НАПОР-1007, щелочной агент подают в соотношении от 1:1:0,5 до 1:1:1,5, причем оторочки растворов закачивают в объеме 0,001-0,05 от объема пор обрабатываемого пласта с последующей остановкой на время, необходимое для воздействия реагентов, при этом в качестве щелочного реагента используют жидкое стекло.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эффективной разработки нефтяных месторождений с повышенной вязкостью нефти, высоким соотношением подвижностей вытесняющей воды и нефти, при внутриконтурном заводнении в слабодренируемых пластах, где уменьшается подвижность нефти. Вытеснение нефти повышенной вязкости из этих пропластков затруднено даже при высоких градиентах давления и выравнивании профилей приемистости пластов.

Известно использование способа разработки нефтяных месторождений, содержащих нефть повышенной вязкости, в осложненных горно-геологических условиях за счет улучшения реологических свойств полимера добавкой оксиэтилированного алкилфенола (ОАФ), смесей ОАФ+КОПБС (кубовые остатки производства бутиловых спиртов) А.С. СССР №№ 1579118, 1572091, 1487551, 1621599. Однако известные способы недостаточно эффективны для снижения проницаемости и увеличения охвата пласта заводнением.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного щелочно-полимерного раствора и фракции жидких углеводородов (ФЖУ) процесса переработки нефти с последующим проталкиванием ее водой и добычу нефти через добывающую скважину. Патент РФ 2068084 от 1992 г.

Основным недостатком прототипа является низкая вытесняющая способность нефти повышенной вязкости в агрессивных пластовых водах.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа при вытеснении нефти повышенной вязкости в условиях агрессивных пластовых вод путем увеличения охвата пласта воздействием и повышения нефтеотдачи.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем последовательную закачку в пласт оторочек фракции жидких углеводородов процесса переработки нефти с содержанием ароматических углеводородов не ниже 15%, водного раствора щелочного реагента и пресной воды через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, указанная фракция дополнительно содержит ингибитор коррозии - бактерицид НАПОР-1007 (ИКБ НАПОР-1007) при следующем соотношении компонентов (ФЖУ:ИКБ НАПОР-1007): щелочной агент как (1:1):0,5-(1:1):1,5, причем оторочки растворов закачивают в объеме 0,001-0,05 от объема пор обрабатываемого пласта с последующей остановкой на время, необходимое для воздействия реагентов, при этом в качестве щелочного реагента используют жидкое стекло (ЖС). Перед подачей композиции реагентов подается оторочка пресной воды в объеме 1 НКТ для предотвращения выпадения осадка в стволе скважины.

В способе используют техническое жидкое стекло по ГОСТ 13078-81, закачиваемую минерализованную воду с плотностью не ниже 1050 кг/м³ или с концентрацией солей многовалентных металлов не ниже 0,5%.

ИКБ НАПОР-1007 представляет собой смесь четвертичной аммониевой соли синтетической жирной кислоты и катионоактивного ПАВ в органическом растворителе. ИКБ НАПОР-1007 по степени воздействия на организм человека в соответствии с ГОСТ 12.1.007 относится к 3 классу опасности (умеренно опасные вещества). Имеет сертификат ТЭК RU.X ПОЗ 245850.091. и соответствует требованиям РД 153-39-026-97 "Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли". ТУ 39-12966038-ОП-008-97, извещение 1.

ФЖУ - фракция жидких углеводородов. Любые углеводородные растворители под общим термином "Нефрасы". Они имеют более 20 марок, в зависимости от сырья для их получения и температурных пределов выкипания, группового состава и т.д., где кроме физических свойств регламентируется содержание некоторых компонентов, определяющих их применение. Чаще всего это содержание ароматики, содержание сернистых соединений, летучесть по ксилолу. На процесс нефтеотдачи в основном влияет один показатель - содержание ароматических углеводородов. Поэтому для наших целей пригодны любые фракции жидких углеводородов, выделяемые в процессах первичной и вторичной переработки нефти. ФЖУ продуктов переработки нефти, содержащие 15 и более % ароматических углеводородов, дают косвенное представление о физико-химических свойствах фракции (ясно, что поскольку там есть ароматика, то пределы выкипания будут выше 80°С, плотность более 0,73 г/см³ и т.п.).

Щелочной реагент, ФЖУ и ИКБ НАПОР-1007 после контакта с нефтью и минерализованной пластовой водой, содержащей агрессивные ионы сероводорода, железа и т.д., образуют устойчивую эмульсию, с повышенным фильтрационным сопротивлением, стабилизированную дисперсной системой, образованной при взаимодействии щелочного раствора с ионами двух - трехвалентных металлов минерализованной воды. Фильтрация через пласт состава приводит к снижению проницаемости обводненных высокопроницаемых зон и пропластков, что способствует выравниванию фронта заводнения, вытеснению остаточной нефти, снижению обводненности продукции скважин, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта.

Применение ФЖУ способствует, кроме того, снижению вязкости окисленной нефти и удалению с горной породы адсорбированных асфальто-смолистых компонентов нефти, присутствие ИКБ НАПОР-1007 защищает от коррозии нефтепромысловое оборудование, работающее в средах, содержащих сероводород, железо и двуокись углерода, в том числе и зараженных сульфатвосстанававливающими бактериями (СВБ).

Таким образом, достигается комплексное воздействие на пласт:

1. Образование эмульсии, насыщенной осадками, полученными при взаимодействии двуокиси кремния жидкого стекла с катионами щелочноземельных металлов пластовой воды.

2. Снижение проницаемости обводненных интервалов пласта.

3. Снижение вязкости окисленной нефти.

4. Увеличение фазовой проницаемости пород по нефти.

Комплексное воздействие способа способствует вытеснению нефти из подключенных в процесс нефтевытеснения водой слабопроницаемых пропластков, повышению охвата пласта заводнением и нефтеотдачи.

Эффективность данного способа определялась экспериментально по степени снижения проницаемости обводненной пористой среды (после вытеснения нефти водой) и прироста нефтеотдачи по известной методике.

Результаты фильтрационных исследований представлены в таблице.

Из приведенных в таблице данных фильтрационных опытов при соотношении (ФЖУ:ИКБ НАПОР-1007):ЖС, равном (1:1):1,5, снижение проницаемости пористой среды по воде происходит на 82,3% и прирост нефтеотдачи составляет 7,9% (опыт 8, табл.1), в то время как в аналогичных условиях известный способ с применением щелочи, ПАА и ФЖУ обеспечивает снижение проницаемости до 39,7% и повышение нефтеотдачи на 4,35% (опыт 3, табл.1). Способ эффективен при соотношении (ФЖУ: ИКБ НАПОР-1007):ЖС от (1:1):0,5 до (1:1):1,5.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Месторождение характеризуется неоднородными пластами, высокой приемистостью нагнетательных скважин и обводненностью добываемой жидкости. Проницаемость породы колеблется от 0,15-0,6 мкм² до 3-4 мкм². Пористость - 0,20. Пластовая нефть повышенной вязкости (15-25 мПа·с), вода минерализованная, содержащая 140-160 г/дм³ солей Са и Mg. Содержание сероводорода в закачиваемой воде до 10 мг/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта 1600 м, толщина - до 10 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Плотность сетки скважин 12 га/скв. Обводненность нефти 90-92%.

Для осуществления способа через нагнетательную скважину после оторочки пресной воды закачивают в течение года оторочки ФЖУ с ИКБ НАПОР-1007 и ЖС размером 0,01% от объема пор пласта (1,06 тыс. м³ ) с суммарным расходом ФЖУ и ИКБ НАПОР-1007 84,8 т при соотношении 1:1. Перед подачей осадкообразующего реагента (70,6 т жидкого стекла) и после вновь подается оторочка пресной воды для предотвращения выпадения осадка в стволе скважины. Затем скважину останавливают на 24 часа. Отбор нефти производится через добывающую скважину. В результате применения способа предполагается дополнительно получить до 150 т нефти на 1 т израсходованных химреагентов.

Способ разработки нефтяного месторождения с применением ФЖУ, ИКБ НАПОР-1007 и жидкого стекла предназначен для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов обводненных месторождений, имеющих высокопроницаемые промытые зоны, при низком нефтевытеснении охватываемых заводнением пластов. Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны.

Таблица Основные фильтрационные характеристики опытов
№опыта	Порядок закачивания растворов реагентов	Концентрация реагентов, % мас.			Объемы закачиваемых растворов композиций, п.о.	Снижение проницаемости, %	Прирост нефте-отдачи, %
		ЖС	ФЖУ	ИКБ НАПОР-1007
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Закачиваемая вода (минерализованная) =1,1 г/см3
	Оторочка пресной воды				0,01
	Композиция ФЖУ+ИКБ НАПОР -1007		4	4	0,2	67,7
	Оторочка пресной воды				0,01
	Раствор жидкого стекла	2,0			0,1
	Оторочка пресной воды				0.01
	Закачиваемая вода				5,0		6,50
2.	Закачиваемая вода
	Пресная вода				0,01
	Раствор жидкого стекла	2,0			0,1
	Пресная вода				0,01	67,5
	ФЖУ+ИКБ НАПОР -1007				0,2
	Пресная вода				0,01
	Закачиваемая вода				5,0		6,42
3.	Закачиваемая вода
	Пресная вода				0,01
	Раствор щелочи+ПАА+ФЖУ	2,0	1,5		0,3	39,7
		0,5ПАА
	Пресная вода				0,01
	Закачиваемая вода (прототип)				5.0		4,35
4.	Закачиваемая вода
	Пресная вода				0,01
	ФЖУ+ИКБ НАПОР-1007		4	4	0,1
	Пресная вода				0,01	49,3
	Раствор жидкого стекла	2			0,1
	Пресная вода				0,01
	Закачиваемая вода				5,0		5,14
5.	Закачиваемая вода
	Пресная вода				0,01
	ФЖУ		4	-	0,2
	Пресная вода				0,01	47,1
1	2	3	4	5	6	7	8
	Раствор жидкого стекла	2			0,1
	Пресная вода				0,01
	Закачиваемая вода				5,1		4,8
6.	Закачиваемая вода
	Пресная вода				0,01
	ИКБ НАПОР-1007		-	4	0,2
	Пресная вода				0,01	40,3
	Раствор жидкого стекла	2			0,1
	Пресная вода				0,01
	Закачиваемая вода				5,0		4,58
7.	Закачиваемая вода
	Пресная вода				0,01
	ФЖУ+ИКБ НАПОР-1007		4	4	0,3
	Пресная вода				0,01	75,0
	Раствор жидкого стекла	2			0,2
	Пресная вода				0,01
	Закачиваемая вода				4,95		7,3
8.	Закачиваемая вода
	Пресная вода				0,01
	ФЖУ+ИКБ НАПОР-1007		4	4	0,2
	Пресная вода				0,01	82,3
	Раствор жидкого стекла	6			0,2
	Пресная вода				0,01
	Закачиваемая вода				5,1		7,9