способ разработки месторождений с высоковязкой нефтью

Формула изобретения

Способ разработки месторождений с высоковязкой нефтью, включающий закачку щелочносиликатной оторочки через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что перед щелочносиликатной оторочкой вслед за ней или совместно с ней закачивают кубовые остатки производства бутиловых спиртов (КОПБС) в соотношении щелочно-силикатная оторочка КОПБС 1 0,5 2,5.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных пластов, содержащих малоактивную нефть повышенной и высокой вязкости и находящихся в поздней стадии разработки.

Известны способы разработки, включающие периодическую закачку щелочно-силикатных растворов и водорастворенного материала, образующего осадок с силикатом для понижения проницаемости горной породы [1, 2]

Недостатком известных способов является их низкая эффективность.

На месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки (при средней обводненности свыше 90%), добываемая нефть повышенной и высокой вязкости является окисленной и малоактивной.

Межфазное поверхностное натяжение щелочных растворов на границе с такой нефтью изменяется незначительно (Горбунов А.Т. и др. Разработка месторождений с применением щелочного заводнения. Обзорная информация. Серия "Нефтепромысловое дело", М. ВНИИ орг. упр. и экон. нефтегаз. промышленности, 1979, c. 55). При взаимодействии данных нефтей с щелочными растворами слабо протекают процессы активизации их высокомолекулярных компонентов и образования в пластовых условиях стабильной эмульсии. Следствием этого является невозможность "доотмыва" остаточной нефти с применением щелочных растворов в промытых зонах коллектора, что снижает эффективность процесса.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку щелочно-силикатного раствора [3] Соотношение щелочи и силиката может составлять 1:1 1:40.

Недостатком известного способа является низкая эффективность доотмыва остаточной нефти из-за мелкодисперсности образующихся осадков и их частичной фильтруемости в пористой среде.

Целью изобретения является повышение эффективности способа путем снижения водопроницаемости промытых зон пласта.

Поставленная цель достигается тем, что перед щелочно-силикатной оторочкой вслед за ней или совместно с ней закачивают кубовые остатки производства бутиловых спиртов (КОПБС) в соотношениях: щелочно-силикатная оторочка: КОПБС 1:(0,5-2,5).

В состав кубовых остатков входят следующие компоненты: н-бутанол, изобутилбутират, н-бутилбутират, 2-этилгексанол, ацетали, моногликолевые эфиры C₁₂, непредельные спирты.

Физико-химические свойства кубового остатка

Плотность при 20^oC, г/см не более 0,840-0,880

Фракционный состав: температура начала кипения ^oC, не ниже 120

Температура конца кипения, ^oC, не выше 290

Массовая доля воды, не более 0,2

Массовая доля 2-этилгексанола, не менее 10

Температуры вспышки, ^oC, не ниже 30

Температура самовоспламенения, ^oC 260

Пределы взрывоопасных концентраций с воздухом (об.) нижний, верхний соответственно 1,49, 5,15

В настоящее время кубовый остаток является крупнотоннажным продуктом и применяется в качестве реагента при флотации углей, как растворитель для получения топливных композиций, в производстве ингибиторов коррозии.

Производство бутиловых спиртов оксосинтезом, отходом которого являются кубовые остатки, имеется на трех предприятиях России: Салаватнефтеоргсинтез, с производительностью 120 тыс. т/г по бутанолу; Пермьнефтеоргсинтез 60 тыс. т/г. Ангарскнефтеоргсинтез 60 тыс. т/г.

Нами установлено, что дополнительная закачка КОПБС обеспечивает образование в пласте агрегативно устойчивой эмульгированной дисперсии во времени за счет процессов взаимодействия с малоактивной нефтью, щелочно-силикатным раствором и пластовой минерализованной водой. Это приводит к эффективной закупорке высокопроницаемых зон пласта, повышению охвата пласта и улучшению процесса извлечения нефти.

Для осуществления способа предварительно останавливают нагнетательную скважину и сначала закачивают оторочку пресной воды для предотвращения выпадения осадков солей в стволе скважины и призабойной зоне. Затем закачивают оторочку щелочно-силикатного раствора, концентрацию едкого натра и жидкого стекла, в которой рассчитывают исходя из содержания ионов двухвалентных металлов кальция и магния в минерализованной воде. Эти величины устанавливают лабораторными исследованиями, выполненными в условиях, близких к пластовым.

КОПБС можно закачивать перед щелочно-силикатной оторочкой, после нее или совместно с ней в зависимости от геолого-физических условий пласта. В случае закачки КОПБС совместно с щелочно-силикатным раствором закачивают дополнительную оторочку пресной воды. Затем скважину пускают под закачку нагнетаемой водой.

Регулирование осадкообразования в пласте достигается величиной объема буферной оторочки пресной воды.

Эффективность данного способа определялась по известной методике (ОСТ 39-195-88). Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.) экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачки композиции и по коэффициенту нефтевытеснения остаточной нефти.

Пример 1. Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из модели пласта длиной 60 см, диаметром 2,9 см, представленных образцами кернов естественных песчаных пород со средней проницаемостью 0,5-0,7 мкм². В образцах песчаника создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью вязкостью 22,0 МПа.с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть пластовой минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) при ее объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта, затем в модель пласта подают оторочку пресной воды и оторочку осадкообразующего реагента едкого натра и жидкого стекла при соотношениях 1:0,5 (эффективное при данных геолого-физических условиях месторождения), которое проталкивается оторочкой пресной воды. Затем закачивается оторочка КОПБСа при соотношении щелочно-силикатного раствора КОПБС равным 1:2 (опыт 4, таблица). После этого в модель пласта закачивают снова минерализованную воду. Снижение проницаемости достигло 73,5% а прирост нефтеотдачи 7,8%

Пример 2. По той же методике проводится опыт по снижению проницаемости и вытеснению нефти фильтрацией щелочно-силикатной оторочки в количестве 0,3 от объема пор пластовой модели, при соотношении компонентов щелочь:силикат 1: 0,5. Степень снижения проницаемости 57,8% Прирост нефтеотдачи за счет увеличения охвата составил 5,2% (опыт 1, таблица, прототип).

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Арланское месторождение характеризуется неоднородными пластами со средней проницаемостью пористой среды 0,5-0,7 мкм, пористость 0,20 0,22 и минерализованными пластовыми водами с содержанием солей 140 250 г/л. Глубина залегания нефтеносного пласта около 1500 м, средняя толщина 6 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважиной; плотность сетки скважин 12 га/скв. обводненность нефти 85% т.е. месторождение находится в поздней стадии разработки. Для осуществления способа прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину и закачивают в нее 100 м³ пресной воды. Затем закачивают 500 м³/сут. щелочно-силикатного раствора в смеси с КОПБС в соотношении 1:2. Закачку осуществляют в течение двух недель. Затем вновь закачивают оторочку пресной воды объемом 100 м³ и после этого переходят на закачку сточной воды. Предложенный цикл при необходимости можно повторить. Отбор нефти производят через добывающую скважину.

Кубовый остаток производства бутиловых спиртов не образует нерастворимых осадков с пластовыми водами. Применение его позволяет также повысить приемистость нагнетательных скважин и квалифицированно утилизировать крупнотоннажные отходы производства. Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны. Способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.