способ добычи нефти

Формула изобретения

1. Способ добычи нефти, включающий закачку в пласт кремнийорганического соединения и воды, отличающийся тем, что в пласт дополнительно закачивают нефтевытесняющее вещество, а в качестве кремнийорганического соединения используют химически инертное и/или химически активное по отношению к породам пласта кремнийорганическое соединение.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве нефтевытесняющего вещества используют органические растворители или композиции на основе поверхностно-активных веществ.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве химически инертного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения используют преимущественно силиконовые блоксополимеры с алкиленоксидными группировками или полиметилсилоксаны.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве химически активного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения используют преимущественно гидрофобизирующие жидкости, гидридполисилоксаны или этиловые эфиры ортокремниевой кислоты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа добычи нефти при разработке пласта заводнением с использованием кремнийорганических соединений.

Известен способ добычи нефти, включающий закачку в пласт водного раствора ПАВ, дополнительно содержащего кремнийорганическое соединение (КРОС) - диалкилсилоксан [1]. Способ обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет поверхностно-активных свойств раствора, модифицированных добавкой диалкилсилоксана. Недостатком способа является низкая эффективность на неоднородных коллекторах и на коллекторах, находящихся на поздних стадиях разработки.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ добычи нефти, включающий закачку в пласт эмульсии, содержащей диспергированное в воде с помощью ПАВ химически инертное по отношению к породам пласта кремнийорганическое соединение - органополисилоксан [2]. При этом кремнийорганическое соединение и ПАВ в эмульсии соотносятся как 100:(10-100). Способ обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта за счет временного перераспределения фильтрационных потоков в результате гидрофобизации поверхности породы.

Основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на коллекторах с повышенными пластовыми температурами и высокой неоднородностью пласта, что обусловлено слабой адсорбцией химически инертного кремнийорганического соединения с поверхностью породы в таких условиях и, как следствие, его низкой гидрофобизирующей активностью. Кроме того, способ малоэффективен при использовании на коллекторах, находящихся на начальной стадии разработки, что связано с затруднением адсорбции органополисилоксана на поверхности породы и частичным его растворением в нефти.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение добычи нефти за счет повышения коэффициента ее вытеснения из водопромытых и нефтенасыщенных интервалов и подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.

Поставленная задача решается путем закачки в нефтяной пласт нефтевытесняющего вещества и закачки кремнийорганического соединения, обеспечивающего перераспределение фильтрационных потоков за счет гидрофобизации поверхности породы.

Сущность разработанного способа добычи нефти, включающего закачку в пласт кремнийорганического соединения и воды, заключается в том, что способ предусматривает дополнительную закачку нефтевытесняющего вещества и закачку инертного и/или химически активного по отношению к породам кремнийорганического соединения. При этом в качестве нефтевытесняющего вещества используют органические растворители или композиции на основе поверхностно-активных веществ, в качестве химически инертного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения используют преимущественно силиконовые блоксополимеры с алкиленоксидными группировками или полиметилсилоксаны, а в качестве химически активного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения используют преимущественно гидрофобизирующие жидкости, гидридполисилоксаны или этиловые эфиры ортокремниевой кислоты.

Предложенная совокупность операций и используемых реагентов. В рамках разработанного способа добычи нефти обеспечивается вытеснение остаточной нефти из высокопроницаемых водопромытых интервалов пласта за счет закачки нефтевытесняющего вещества и вытеснение нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов за счет закачки нефтевытесняющего вещества и кремнийорганического соединения, способствующего перераспределению фильтрационных потоков в результате гидрофобизации поверхности породы. Гидрофобизация поверхности породы способствует кроме того притоку нефти из микропор высокопроницаемых интервалов. Использование кремнийорганических веществ различной химической активности по отношению к породам позволяет регулировать степень гидрофобизации поверхности породы в объеме пласта.

Существенными отличительными признаками разработанного способа являются:

1. Дополнительная закачка в пласт нефтевытесняющего вещества. Закачка нефтевытесняющего вещества обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из обрабатываемых интервалов. Это способствует увеличению добычи нефти, интенсификации разработки пласта и уменьшению доли остаточной нефти. В случае первоначальной закачки нефтевытесняющего вещества обеспечивается доотмыв остаточной нефти из водопромытых интервалов и их более эффективная гидрофобизация в результате последующей закачки кремнийорганического соединения. В случае первоначальной закачки кремнийорганического соединения обеспечивается более интенсивное воздействие нефтевытесняющего вещества на низкопроницаемые нефтенасыщенные интервалы.

2. Использование химически инертного и/или химически активного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения. Это обеспечивает возможность получения стабильного (при закачке в пласт химически активного КРОС) или временного (при закачке в пласт химически инертного КРОС) гидрофобных покрытий на поверхности породы, способствующих перераспределению фильтрационных потоков в пласте. При этом закачка в пласт химически активного КРОС сопровождается гидрофобизацией предпочтительно призабойной зоны пласта (ПЗП), а закачка химически инертного КРОС за счет процессов адсорбции-десорбции реагента приводит к частичной гидрофобизации породы пласта как вблизи ПЗП обрабатываемой скважины, так и на значительном удалении от нее. В случае совместной закачки химически инертного и химически активного по отношению к породам пласта КРОС гидрофобизация поверхности породы происходит вдоль линии нагнетания жидкости, при этом гидрофобное покрытие вблизи ПЗП скважины сохраняется.

Использование КРОС различной химической активности позволяет эффективно воздействовать на нефтяные коллекторы с различными пластовыми температурами. Кремнийорганические соединения обладают высокой термостабильностью (250-300^oC), но в зависимости от наличия функциональных групп в молекуле образуют с породами пласта связи различной устойчивости. Химически инертные КРОС после адсорбции на породе под действием температуры десорбируются. Химически активные КРОС способны образовывать прочные связи с поверхностью породы, устойчивые в широком интервале температур, при этом чем выше пластовая температура, тем быстрее происходит взаимодействие. Кроме того, использование химически инертных и/или химически активных КРОС позволяют воздействовать на пласты с различным содержанием нефти и на пласты с различной гидропроводностью, т. к. по крайней мере одно из кремнийорганических соединений (химически активное) взаимодействует с породой в любых условиях.

3. Использование в качестве нефтевытесняющего вещества органических растворителей или композиций на основе поверхностно- активных веществ. Различные органические растворители и композиции, содержащие ПАВ, являются наиболее эффективными агентами для вытеснения нефти из пласта, способными достичь максимального коэффициента нефтеизвлечения.

Для указанной цели предпочтительно применять водомаслорастворимые и/или маслорастворимые органические растворители (спирты, эфиры, альдегиды, азотосодержащие соединения, ароматические углеводороды, нефтяные сольвенты и т. д.) и композиции на основе поверхностно-активных веществ (растворы ПАВ, микроэмульсии и т.д.)

4. Использование в качестве химически инертного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения преимущественно силиконовых блоксополимеров с алкиленоксидными группировками или полиметилсилоксанов. Указанные соединения химически устойчивы в пластовых условиях, способны адсорбироваться на поверхности пород различного минералогического состава с образованием гидрофобного покрытия и десорбироваться под действием внешних факторов (температура, избыток растворителя, агрессивные по отношению к породе реагенты). Кроме того, такие КРОС обладают поверхностно-активными свойствами и способствует увеличению коэффициента нефтевытеснения.

5. Использование в качестве химически активного по отношению к породам кремнийорганического соединения преимущественно гидрофобизирующих жидкостей, гидридполисилоксанов или этиловых эфиров ортокремниевой кислоты. Указанные соединения взаимодействуют с поверхностью породы с образованием устойчивого гидрофобного покрытия в различных пластовых условиях. При этом они сохраняют свои свойства в составе различных композиций и товарных форм.

Для реализации разработанного способа используют товарные реагенты отечественного и зарубежного производства и составы на их основе:

- органические растворители: этиленгликоль, диизопропиловый эфир, бутилцеллозольв, диоксан, 2-этилгексанол, бензиновый растворитель, нефрас, толуольная фракция, бутил- бензольная фракция, и т.д.;

- поверхностно-активные вещества: неонол АФ_9-12, ОП- 10, превоцел, сульфанол, кремнийорганические НПАВ (силиконовые блоксополимеры с алкиленоксидными группами) и т.д.;

- кремнийорганические соединения: полиметилсилоксан (ПМС-100, ПМС-200), силиконовые эмульсии на основе полиметилсилоксанов, силиконовые блоксополимеры с алкиленоксидными группами [продукт 167-174, КЭП-8 (General Elektric), КЭП-2А, SE1128] , гидрофобизирующие жидкости [ГКЖ-10, ГКЖ-11, BS-15 (Wacker Chemie)], гидридполисилоксаны (продукт 136-41), силиконовые эмульсии на основе гидридполисилоксанов, этиловые эфиры ортокремниевой кислоты (этилсиликат-конденсат, ЭТС-40, продукт 119-296) и эмульсии на их основе, олигоорганоэтокси(хлор)силоксан (продукт 119-204) и т.д.

Эффективность разработанного и известного способов исследовали в лабораторных условиях в процессе фильтрации жидкости через неоднородную модель нефтяного пласта. Оценку эффективности проводили по изменению соотношения скоростей фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки и по приросту коэффициентов нефтевытеснения.

Исследования проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка моделирует пластовые условия и позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 60 см и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости. Проницаемость колонок варьировалась от 218 до 2690 мД, соотношение проницаемостей в модели составляло 2,7-4,3. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами".

Предлагаемое изобретение иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Модель пласта насыщают водой с общей минерализацией 18 г/л, а затем нефтью. Далее модель термостатируют (t=70^oC) и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-го обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой.

Затем в модель пласта в соответствии с разработанным способом последовательно закачивают нефтевытесняющее вещество, в качестве которого используют эмульсию на основе неонола АФ_9-12 (2%), нефраса (10%) и воды (88%) в объеме 20% V_пор; а затем инертное по отношению к породам пласта кремнийорганическое соединение, в качестве которого используют 0,2%-ный раствор в воде силиконового блоксополимера с этиленоксидными группировками (реагент КЭП-2А) объемом 50% V_пор.

По окончании прокачивают минерализованную воду до прекращения выделения нефти из модели пласта. Замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.

Пример 2. Аналогично примеру 1 готовят модель пласта и термостатируют при температуре 90^oC. Затем в модель пласта в соответствии с разработанным способом последовательно закачивают 3%-ный водный раствор активного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения, в качестве которого используют эмульсию, содержащую гидридполисилоксан (продукт 136-41) (50%) и воду с добавкой стабилизатора эмульсии (50%), объемом 25% V_пор, а затем нефтевытесняющее вещество, в качестве которого используют 0,2%-ный раствор бутилцеллозольва (монобутиловый эфир этиленгликоля), объемом 50% V_пор.

Аналогичным образом, изменяя количества и химический состав закачиваемых реагентов, проводят испытания в рамках предложенного способа и способа по прототипу и оценивают их эффективность по приросту коэффициента нефтевытеснения. Результаты опытов представлены в таблице.

В таблице рассмотрены примеры эффективного использования в рамках разработанного способа различных нефтевытесняющих веществ (растворители, поверхностно-активные композиции) и кремнийорганических соединений, отличающихся активностью по отношению к породам пласта, и их смесей.

Полученные результаты показывают, что разработанный способ (выбранные реагенты и последовательность их закачки) позволяет добиться высокого коэффициента вытеснения нефти из коллекторов различной проницаемости и степени неоднородности в широком диапазоне пластовых температур. При этом прирост коэффициента нефтевытеснения достигается за счет извлечения нефти как из высокопроницаемого интервала (в результате закачки нефтевытесняющего вещества), так и из низкопроницаемого интервала (в результате закачки нефтевытесняющего вещества и закачки КРОС, обеспечивающего перераспределение фильтрационных потоков). Кроме того, закачка нефтевытесняющего вещества позволяет использовать способ на начальной стадии разработки месторождения.

При использовании в тех же условиях способа по прототипу, когда используются только химически инертные по отношению к породам пласта кремнийорганические соединения, полученный коэффициент нефтевытеснения ниже, что обусловлено слабой адсорбцией КРОС на поверхности породы и, как следствие, незначительным перераспределением фильтрационных потоков. Последнее является определяющим фактором для эффективного использования способа.

На практике способ реализуют следующим образом.

С учетом текущего состояния разработки опытного участка и его особенностей выбирают реагенты в качестве нефтевытесняющего вещества и кремнийорганического соединения и расчитывают объемы их закачки. Затем нефтевытесняющее вещество и смесь кремнийорганического соединения с водой в выбранной последовательности закачивают в пласт путем обработки отдельной нагнетательной скважины или обработки нескольких нагнетательных скважин с кустовой насосной станции. Далее продолжают закачку нагнетаемой воды.

Источники информации

1. Патент США N А-4296812, кл E 21 В 43/22, 1981.

2. Патент РФ N 2087688, кл E 21 В 43/22, 1997 г. - прототип.