способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора полиакриламида, отличающийся тем, что дополнительно через нагнетательные или добывающие скважины закачивают раствор в органическом растворителе сульфокислоты общей формулы R - SO₃H или сульфоэфира высших жирных спиртов общей формулы

R - OSO₃H,

где R = CmH(2m + 1) или CmH(2m + 1) - C₆H₄;

m = 12 - 14,

в качестве органического растворителя используют легкую пиролизную смолу, или побочный продукт производства стирола, или бутилбензольную фракцию, а соотношение полиакриламида и сульфокислоты или сульфоэфира высших жирных спиртов устанавливают равным (мас.ч.) 1 : 0,5 - 2000.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водный раствор полиакриламида закачивают через добывающую скважину перед закачкой через ту же скважину раствора в органическом растворителе сульфокислоты или сульфоэфира.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами.

Известен способ разработки неоднородных пластов с помощью водных растворов полиакриламида [1].

Однако этот способ малоэффективен на месторождениях с трещиноватой или высокопроницаемой породой, поскольку молекулы полиакриламида не создают эффективного сопротивления течению воды в такой пористой среде даже при больших концентрациях его в растворе.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора полиакриламида (2).

Известный способ не приводит к достаточно полному охвату пласта воздействием, в связи с чем нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет увеличения охвата пласта воздействием.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора полиакриламида, согласно изобретению дополнительно через нагнетательные или добывающие скважины закачивают раствор в органическом растворителе сульфокислоты общей формулы R-SO₃H или сульфоэфира высших жирных спиртов общей формулы R-OSO₃H, где R = C_mH_(2m+1) или C_mH_(2m+1) - C₆H₄, где m = 12-14, в качестве органического растворителя используют легкую пиролизную смолу, или побочный продукт производства стирола, или бутилбензольную фракцию, а соотношение полиакриламида и сульфокислоты или сульфоэфира высших жирных спиртов устанавливают равным, мас.ч: 1:0,5-2000. Причем перед закачкой через добывающую скважину раствора в органическом растворителе сульфокислоты или сульфоэфира закачивают через ту же добывающую скважину водный раствор полиакриламида.

Признаками изобретения являются

1. отбор нефти через добывающие скважины;

2. закачка через нагнетательные скважины рабочего агента;

3. закачка водного раствора полиакриламида;

4. через нагнетательные или добывающие скважины закачка раствора в органическом растворителе сульфокислоты общей формулы R-SO₃H или сульфоэфира высших жирных спиртов R-OSO₃H, где R = C_mH_(2m+1) или C_mH_(2m+1) - C₆H₄ где m = 12-14;

5. использование в качестве органического растворителя легкой пиролизной смолы или побочного продукта производства стирола или бутилбензольной фракции;

6. соотношение полиакриламида и сульфокислоты или указанного сульфоэфира, равное, мас.ч. 1:0,5 - 2000.

7. перед закачкой через добывающую скважину раствора в органическом растворителе сульфокислоты или указанного сульфоэфира закачка через ту же добывающую скважину водного раствора полиакриламида.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 7 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения

Эксплуатация добывающих скважин в неоднородной нефтяной залежи сопровождается обводнением добываемой продукции водой, поступающей по наиболее проницаемым пластам. При этом снижается поступление в скважину нефти из нефтяных слабо обводненных и менее проницаемых пластов. При работе нагнетательных скважин происходит поглощение рабочего агента высокопроницаемыми пластами, а в менее проницаемых пластах остаются невыработанными нефтяные оторочки. Задача повышения степени извлекаемости нефти из низкопроницаемых пластов в условиях высокой обводненности добываемой продукции, повышения приемистости низкопроницаемых пластов при наличии зон поглощения решается в данном изобретении. При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одной добывающей скважиной одновременно из нескольких продуктивных пластов или осуществляется закачка рабочего агента через одну нагнетательную скважину в несколько продуктивных пластов.

В качестве сульфокислот или сульфоэфиров высших жирных спиртов используют сульфокислоты или сульфоэфиры общей формы R-SO₃H или R-OSO₃H соответственно, где R = C_mH_(2m+1) или C_mH_(2m+1)-C₆H₄, где m = 12-14.

Этой формуле соответствуют алкилсульфокислоты, алкиларилсульфокислоты и сульфоэфиры высших жирных спиртов. В их состав входят, например, такие соединения:

C₁₂H₂₅-SO₃H - додецилсульфокислота,

C₁₄H₂₉-SO₃H - тетрадецилсульфокислота,

C₁₃H₂₇-C₆H₄-SO₃H - тридецилбензолсульфокислота,

C₁₂H₂₅-OSO₃H - додецилсульфат,

C₁₄H₂₉-OSO₃H - тетрадецилсульфат.

Применение раствора сульфокислоты или указанного сульфоэфира в углеводородном растворителе обуславливает скорость гидролизации полиакриламида при взаимодействии его с сульфокислотой. Скорость гидролиза полиакриламида регулируется концентрацией сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе.

При взаимодействии водного раствора полиакриламида и раствора сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе происходит гидролиз полиакриламида и увеличение вязкостной характеристики образующейся композиции. С увеличением концентрации сульфокислоты или сульфоэфира в смеси до определенного предела растет и вязкость всей системы. Результаты замеров вязкости смеси при разном соотношении исходных компонентов приведены в таблице.

Оптимальным соотношением полиакриламида и сульфокислоты или сульфоэфира является соотношение, обеспечивающее получение вязкости смеси более 600 сПз. И составляет: полиакриламид - сульфокислота или сульфоэфир, мас.ч: 1:0,5-2000.

В качестве растворителя используют различные углеводородные растворители: легкую пиролизную смолу, побочный продукт производства стирола или бутилобензольную фракцию.

Партия легкой пиролизной смолы Казанского производственного объединения "Оргсинтез" содержит, вес.%: бензол - 27,4, толуол - 14,9, ксилолы - 17,8, этилбензол - 2,0, изопропилбензол - 1,8, стирол + кумол + псевдокумол - 10,6, этилметилбензол - 3,0, альфаметилстирол - 1,6, гексан-гептан - 5,3, изопарафины C₇-C₉ - 8,3, нонан - 7,3.

Побочный продукт производства стирола содержит, вес.%: толуол - 5-10, этилбензолы - 51-62, изопропилбензол - 8-12, метилэтилбензол - 3-4, 1,2-диметил-4-этилбензол - 2-5, др. - остальное.

Бутилбензольная фракция Казанского объединения "Оргсинтез" содержит, вес. %: бутилбензол - 60-75, изопропилбензол - 9-15, метилэтилбензол - 3-4, псевдокумол - 8-13, др. - остальное.

Растворимость сульфокислот в указанных растворителях равна 100%.

Полиакриламид представляет собой первичный амид полиакриловой кислоты и проявляет слабые амфотерные свойства, т.е. с сильной кислотой, каковой является сульфокислота, полиакриламид образует гидролизующиеся соли.

Таким образом, при подкислении водного раствора полиакриламида происходит гидролиз амидных групп полиакриламида с образованием карбоксильных групп в полимере, в результате получается гидролизованный полиакриламид. Степень гидролиза амидных групп в полиакриламиде определяется количеством закачиваемой сульфокислоты или сульфоэфира и температурой. При нагревании количество карбоксильных групп увеличивается.

Предложенный способ весьма существенно расширяет область использования водных растворов полиакриламида за счет следующих факторов:

1. Применение способа в нагнетательных скважинах с использованием водного раствора полиакриламида и сульфокислоты или сульфоэфира высших жирных спиртов обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины.

При осуществлении способа в нагнетательную скважину закачивают 0,01-0,5%-ный водный раствор полиакриламида в объеме 5-1000 м³. Выбор объема раствора полиакриламида и его концентрации обуславливается приемистостью скважины. Чем выше приемистость скважины, тем больше требуется водного раствора полиакриламида и тем выше должна быть его концентрация. Концентрация используемого водного раствора полиакриламида не имеет принципиального значения и обуславливается еще и соотношением полиакриламида и сульфокислоты или сульфоэфира для получения смеси с заданной вязкостной характеристикой. Затем в скважину закачивают раствор сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе в объеме, обеспечивающем содержание сульфокислоты или сульфоэфира 0,5-2000 (мас.ч.) от содержания полиакриламида в его водном растворе. После закачки раствора сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе производят продавку всего комплекса растворов в пласт. При этом объемы продавочной жидкости определяются по нарастанию давления закачки.

2. При закачке водного раствора полиакриламида в нагнетательные скважины, а раствора сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе в добывающие достигается увеличение охвата пласта заводнением и повышение коэффициента нефтеотдачи.

Суть метода заключается в следующем. В нагнетательные скважины закачивают оторочку водного раствора полиакриламида. При достижении фронта закачиваемой оторочки водного раствора полиакриламида добывающих скважин часть из них, преимущественно высокообводненные, останавливают и в них производят закачку раствора сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе. При взаимодействии сульфокислоты или сульфоэфира с полиакриламидом происходит его гидролизация и образуется барьер из высоковязкой смеси. При этом повышается гидравлическое сопротивление и происходит перераспределение потоков закачиваемой жидкости и увеличивается охват пласта заводнением.

Закачка в добывающие скважины раствора сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе может быть произведена на разных стадиях закачки водного раствора полиакриламида:

- закачка раствора сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе непосредственно перед достижением оторочки полиакриламида добывающих скважин,

- закачка раствора сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе после начала прохождения фронта водного раствора полиакриламида, т. е. непосредственно в саму оторочку, и проталкивание водным раствором полиакриламида. Тем самым создается чередование закачки полиакриламида - сульфокислоты или сульфоэфира - полиакриламида.

При высокой дренированности призабойной зоны пласта добывающих скважин раствор сульфокислоты или сульфоэфира в углеводородном растворителе рекомендуется закачивать совместно с наполнителем, инертным по отношению к сульфокислоте или сульфоэфиру, например глинопорошком.

3. Применение способа в добывающих скважинах обеспечивает увеличение профиля притока нефти и ограничение поступления воды.

Осуществление способа аналогично проводимым операциям при закачке в нагнетательные скважины.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Разрабатывают участок Киенгопского месторождения со следующими характеристиками: глубина - 1332 м, пластовое давление - 10,7 МПа, пластовая температура - 30^oC, пористость - 19%, проницаемость - 13 мД, вязкость нефти - 11,6 сПз, плотность нефти - 0,876 г/см³ количество парафинов - 3,6%.

Через одну нагнетательную скважину закачивают рабочий агент, через восемь добывающих скважин, находящихся в зоне ее влияния, отбирают нефть.

Через нагнетательную скважину закачивают 0,5% водный раствор полиакриламида в объеме 15 м³, пресную воду в качестве буфера в объеме 1 м³ и 1% раствор в легкой пиролизной смоле сульфокислоты формулы C₁₂H₂₅-SO₃H- додецилсульфокислота в объеме 4 м³. Соотношение полиакриламида и сульфокислоты составляет, мас.ч: 1: 0,5. Все продавливают в пласт пресной водой в объеме 25 м³ при начальном давлении 1,5 и конечном 9 МПа.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Через нагнетательную скважину закачивают 0,05% водный раствор полиакриламида в объеме 5 м³, пресную воду в качестве буфера в объеме 1 м³ и 15% раствор в побочном продукте производства стирола сульфокислоты формулы C₁₃H₂₇-C₆H₄-SO₃H - тридецилбензолсульфокислота в объеме 33 м³. Соотношение полиакриламида и сульфокислоты составляет, мас. ч: 1:2000.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Через нагнетательную скважину закачивают 0,02% водный раствор полиакриламида в объеме 20 м³, пресную воду в качестве буфера в объеме 1 м³ и 10% раствор в бутилбензольной фракции сульфокислоты формулы C₁₄H₂₉-SO₃H - тетрадецилсульфокислота в объеме 40 м³. Соотношение полиакриламида и сульфокислоты составляет, мас.ч: 1:1000.

Пример 4. Выполняют, как пример 1. Обработке подвергают два интервала в нагнетательной скважине, находящихся на глубине 1306- 1308 м и 1311 - 1314 м.

В первый интервал закачивают 0,5% водный раствор полиакриламида в объеме 9 м³, пресную воду в качестве буфера в объеме 1 м³ и 1% раствор сульфокислоты в бутилбензольной фракции в объеме 5 м³. Все продавливают в пласт пресной водой в объеме 15 м³ при начальном давлении 6 и конечном 15 МПа.

Во второй интервал закачивают 0,5 % водный раствор полиакриламида в объеме 6 м³, пресную воду в объеме 1 м³ и 1% раствор сульфокислоты в бутилбензольной фракции в объеме 3 м³. Все это продавливают 10 м³ пресной воды при начальном давлении закачки 1,5 и конечном 8 МПа.

После закачки скважину выдерживают 24 часа для завершения реакции между полиакриламидом и сульфокислотой.

Эффективность обработки оценивают по изменению объемов извлекаемой нефти, жидкости, содержанию воды в продукции добывающих скважин, находящихся в зоне влияния нагнетательной скважины. На участке разработки объем извлекаемой нефти увеличился в 2 раза, а объем извлекаемой жидкости снизился на 22%.

Пример 5. Выполняют, как пример 1. Через нагнетательную скважину закачивают 0,02% водный раствор полиакриламида в объеме 800 м³ и рабочий агент до достижения раствором полиакриламида ближайшей добывающей скважины. Добывающую скважину останавливают и в нее закачивают 10% раствор в бутилбензольной фракции сульфоэфира формулы C₁₂H₂₅-OSO₃H - додецилсульфат в объеме 80 м³. Соотношение полиакриламида и сульфоэфира составляет мас.ч.: 1:5.

В результате по элементу разработки объем извлекаемой нефти увеличился в 1,8 раза, а обводненность продукции скважин снизилась на 28%.

Пример 6. Выполняют, как пример 1. Добывающую скважину останавливают и в нее закачивают 0,02% водный раствор полиакриламида в объеме 50 м³, пресную воду в качестве буфера в объеме 1 м³ и 10% раствор в побочном продукте производства стирола сульфоэфира формулы C₁₄H₂₉-OSO₃H - тетрадецилсульфат в объеме 50 м³. Соотношение полиакриламида и сульфоэфира составляет мас. ч.: 1:1150.

В результате обводненность продукции скважины снизилась с 87 до 32%.

Применение предложенного способа позволит увеличить эффективность разработки неоднородных пластов за счет увеличения охвата пласта заводнением и блокирования высокопроницаемых участков.

Источники информации:

1. Григоращенко Г. И. И др. Применение полимеров в добыче нефти. М., Недра, 1978, с.214.

2. Патент США N 4683949, E 21 B 43/22, 1987.