способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт между разделяющими оторочками из жидкого углеводорода композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол и жидкий углеводород, отличающийся тем, что в качестве Нефтенола в композиционную систему вводят Нефтенол - НЗб, затем после второй разделяющей оторочки из жидкого углеводорода последовательно закачивают оторочку водного раствора алюмохлорида и оторочку сточной воды в объеме от 10 до 100% от суммарного объема Нефтенола - НЗб и жидкого углеводорода, причем объемное соотношение Нефтенола - НЗб к жидкому углеводороду составляет от 1:3 до 1:15.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на средней или поздней стадии разработки.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через нагнетательную скважину между оторочками из воды вытесняющего агента - композиции, содержащей маслорастворимое поверхностно-активное вещество, жидкий углеводород, ГКЖ и воду (патент РФ №2065033, Е 21 В 43/22, 10.08.1996).

Недостатком данного способа является недостаточно высокая стабильность мицелярного раствора, что ограничивает площадь охвата пласта воздействием.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками нефти вытесняющего агента - композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Нефтенол - НЗ, нефть и воду (патент РФ №2168617, Е 21 В 43/22, 2001 г).

Недостатком известного способа является недостаточная стабильность композиционной системы, низкая вязкость и невысокое предельное напряжение сдвига эмульсии, образующейся естественным путем при нагнетании композиции в промытые зоны пласта, что способствует недостаточному охвату пласта воздействием.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием путем улучшения реологических свойств закачиваемой композиционной системы.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт между разделяющими оторочками из жидкого углеводорода композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол и жидкий углеводород, отличающийся тем, что в качестве Нефтенола в композиционную систему вводят Нефтенол - НЗб, затем после второй разделяющей оторочки из жидкого углеводорода последовательно закачивают оторочку водного раствора алюмохлорида и оторочку сточной воды в объеме от 10 до 100% от суммарного объема Нефтенола - НЗб и жидкого углеводорода, причем объемное соотношение Нефтенола - НЗб к жидкому углеводороду составляет от 1:3 до 1:15.

В качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества используют эмульгатор Нефтенол - НЗб, который представляет собой углеводородную суспензию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы. Эмульгатор Нефтенол - НЗб выпускается по ТУ 2458-057-17197708-01.

Физико-химические свойства Нефтенола - НЗб приведены в таблице 1. Нефтенол - НЗб выпускается марки А (зимний вариант) и марки Б (летний вариант).

В качестве водного раствора алюмохлорида используют растворы отработанного хлористого алюминия по ТУ 38.102163-84 или гидроксохлористого алюминия по ТУ 38.302163-94, или алюмооксихлорид - отход производства изопропилбензола в соответствии с ТУ 38-102612-88, физико-химические свойства приведены в таблице 2.

В качестве жидкого углеводорода могут быть использованы: сырая нефть, топливо дизельное по ГОСТ 305-82, широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83; фракция гексановая по ТУ-38.10381-83; фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ-38.103579-85; нефрасы различных марок и т.д.

Сточную воду использовали плотностью более 1100 кг/м³. Водородный показатель рН 5...7,5.

При введении Нефтенола - НЗб с жидким углеводородом при заданном соотношении образуется среднефазная система - гидрофобная эмульсия, которая при фильтрации в пористой среде, смешиваясь со сточной водой, будет загущаться и структурироваться в водонасыщенных каналах пласта с постепенным затуханием процесса фильтрации. Последующая фильтрация через эти каналы водного раствора алюмохлорида, сточной воды приводит к образованию объемной гидрофобной эмульсии. Фильтрация композиционной системы в нефтенасыщенные пропластки приводит к разжижению нефти и более легкому вытеснению ее из пласта. Улучшению водоизолирующих свойств эмульсионной композиции способствует повышенная вязкость Нефтенола - НЗб вследствие наличия в нем дисперсной фазы. Таким образом, гидрофобная эмульсия выполняет роль селективного водоизолирующего материала. Закачиваемый водный раствор алюмохлорида обладает кислотными свойствами (рН 0,6...2,0), имеет динамическую вязкость 4,5-5,2 мПас и способствует повышению стабильности образовавшейся в пласте эмульсии и увеличению предельного напряжения сдвига, что позволяет применять заявляемый способ в пластовых условиях с высокими градиентами давления.

Эффективность заявляемого способа оценивалась по результатам лабораторных опытов по определению предельного напряжения сдвига, стабильности образовавшихся эмульсий.

Пример 1. Для определения предельного напряжения сдвига готовят композиции, компонентный состав которых приведен в таблице 3. В первом опыте в мерной колбе смешивали 27 мл нефти, 3 мл Нефтенола НЗб, водный раствор алюмохлорида 3 мл и 42 мл сточной воды плотностью 1,11 г/см³ и перемешивали в течение 3 минут и на приборе Rheotest-2 определяли предельное напряжение сдвига образовавшейся эмульсии. Предельное напряжение сдвига составляет 540,9 дПа. Аналогично проводят замеры для композиций, приготовленных в опытах 2-8. Результаты (табл. 3) показывают, что в предлагаемом способе предельное напряжение сдвига в 2,7 раза выше, чем в известном способе, что позволяет применять способ в условиях высоких градиентов давления.

Пример 2. Для оценки стабильности образовавшихся эмульсий колбы с готовыми эмульсиями выдерживали при температуре воздуха 20С. Результаты, приведенные в таблице 3, показывают, что во всех опытах эмульсия стабильна более 50 суток, тогда как по прототипу эмульсия разрушилась на 20 сутки.

Пример 3. Водоизолирующую способность композиционной системы оценивали по результатам экспериментов по фильтрации через образцы искусственного керна. Образец представляет собой сцементированный кварцевый песок диаметром 35 мм, длиной 50 мм, объемом 48 см³. Образец керна насыщали сточной водой плотностью 1,11 г/см³ и определяли начальную проницаемость при постоянном давлении, равном 0,01 МПа. Через образец керна фильтровали оторочку нефти, композиционной системы из Нефтенола НЗб и нефти после перемешивания в течение 5 минут, еще раз фильтровали оторочку нефти, затем оторочки водного раствора алюмохлорида и оторочки сточной воды плотностью 1,11 г/см³. Количество закачиваемых реагентов приведены в таблице 3 (опыты 1-8).

По степени снижения проницаемости оценивали эффективность водоизоляции в предлагаемом способе фильтрации. По результатам (табл. 3) видно, что предлагаемый способ фильтрации позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной зоны пласта по сравнению с прототипом, тем самым способствует увеличению охвата пласта заводнением и повышает нефтеотдачу.

Пример 4. Объект испытания - неоднородные терригенные коллектора угленосного горизонта. Выбранный очаг воздействия одной нагнетательной и 4 добывающими скважинами. Средняя эффективная толщина пласта 4,8 м. Средний дебит скважины по нефти 0,6-1,3 т/сут, обводненность 92,2-98,1%. Проницаемость пласта 0,11-0,19 мкм². После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 2 м³ нефти, затем композиционную систему из Нефтенола - НЗб в количестве 2 м³, нефти 7 м³ после перемешивания в мернике цементировочного агрегата и еще раз закачивают нефть в объеме 2 м³. Затем закачивают оторочку водного раствора алюмохлорида 3 ³ и оторочку сточной воды 3 м³. Раствор продавливают 16 м³ сточной воды. Скважину останавливали для реагирования на 24 часа.

В течение 3 месяцев обводненность скважины снизилась до 63,4-89,9%, т.е. на 18,5%. Дебит по нефти увеличился до 4,0 т/сут, т.е. в 3 раза. По прототипу дебит нефти повысился с 0,9 до 1,8, т.е. в 2 раза, а обводненность снизилась с 95,1 до 89,7%, т.е. на 5,4%. В результате снижения обводненности и прироста дебита нефти за год дополнительно добыто 1432 т нефти.

Из данных таблицы 3 видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и нефтеотдачу. Способ экологически безопасен, прост и технологичен, не требует дополнительного обустройства скважин, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на средней и поздней стадии разработки.