способ обработки нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ обработки нефтяного пласта, включающий поочередную закачку в пласт 3-6 пар порций водной глинистой дисперсии и водного раствора олигомера многоатомного спирта, отличающийся тем, что дополнительно после каждой порции водного раствора олигомера многоатомного спирта закачивают порцию неионогенного и анионоактивного поверхностно-активных веществ ПАВ в кубовых остатках производства бутиловых спиртов.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация водного раствора олигомера многоатомного спирта составляет 15-20 мас.%.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что концентрация ПАВ в кубовых остатках производства бутиловых спиртов составляет 1-10 об.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способам обработки неоднородного нефтяного пласта.

Известен способ обработки нефтяного пласта, включающий поочередную закачку в пласт 3-6 пар порций водной глинистой дисперсии и разбавленного водного раствора кубового остатка производства синтетического глицерина “Полиглицерин” или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, “Полигликоль” /Пат. РФ №2133823, Е 21 В 43/22, БИ №21, 1999/.

Известный способ недостаточно эффективен из-за низких регулирующих и нефтеотмывающих свойств закачиваемых реагентов относительно низкопроницаемых интервалов пласта.

При проведении закачек реагентов по прототипу также обнаружилось, что на некоторых скважинах происходит резкий рост давления, что не позволяет закачать запланированный объем реагентов.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа обработки нефтяного пласта за счет увеличения охвата пласта, достигаемого более полным подключением к вытеснению его низкопроницаемых интервалов. Также исключается резкий рост давления в процессе закачки реагентов.

Поставленная задача решается тем, что в предлагаемом способе обработки нефтяного пласта, включающем поочередную закачку в пласт 3-6 пар порций водной глинистой дисперсии и водного раствора олигомера многоатомного спирта, дополнительно после каждой порции водного раствора олигомера многоатомного спирта закачивают порцию неионогенного и анионоактивных поверхностно-активно веществ (ПАВ) в кубовых остатках производства бутиловых спиртов (КОБС).

Концентрация водного раствора олигомера многоатомного спирта может составлять 15-20 мас.%.

Концентрация ПАВ в кубовых остатках производства бутиловых спиртов может составлять 1-10 об.%.

КОБС имеют следующий состав: н-бутан, изобутилбутират, бутилбутират, 2-этилгексанол, н-октанол, ацеталь изомасляного альдегида и изобутанола, ацеталь изомасляного альдегида и н-бутанола, эфир изомасляной кислоты и 2-этилгексанола, эфир н-масляной кислоты и 2-этилгексанола, излбутанол.

Известно применение КОБС в составе для добычи нефти на основе водного раствора кубового остатка производства синтетического глицерина или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена /Пат. РФ №2065941, Е 21 В 43/22, БИ №24, 1996/.

В качестве ПАВ использовался нефтенол ВВД, выпускаемый АО “Химеко-Ганг” (г. Москва) по ТУ 2483-015-17197708-97, разрешенный к применению в нефтяной промышленности. Нефтенол ВВД представляет собой композицию неионогенных и анионоактивных ПАВ.

Указанный заявителем технический результат по увеличению охвата пласта достигается за счет более эффективного взаимодействия реагентов с низкопроницаемым интервалом; причем экспериментально установлено, что использование в предлагаемой последовательности операций раствора ПАВ в кубовых остатках производства бутиловых спиртов является необходимым условием, так как только сочетание этих реагентов обеспечивает необходимый прирост коэффициента вытеснения в отличие от индивидуального применения либо ПАВ, либо кубовых остатков производства бутиловых спиртов.

Резкий рост давления на некоторых скважинах при проведении закачек реагентов по прототипу, не позволяющий закачать запланированный объем реагентов, связан, видимо, с отсутствием в разрезе этих скважин трещин и пропластков “суперколлекторов”. Увеличение концентрации водного раствора олигомера многоатомного спирта до 15-20 мас.% способствует частичному подавлению набухания глины в момент закачки и увеличению глубины проникновения реагентов в пласт, что повышает технологичность операции закачки реагентов.

Способ осуществляется следующей последовательностью операции.

1. Закачка в пласт 1/n объема оторочки водной глинистой дисперсии.

2. Закачка в пласт 1/n объема оторочки водного раствора олигомера многоатомного спирта.

3. Закачка в пласт 1/n объема оторочки раствора неионогенного и анионоактивного ПАВ в кубовых остатках производства бутиловых спиртов.

4. Повторение операций по п.п.1-3 n раз, где n=3-6.

Опыты проводились на установке для исследования фильтрационных процессов в пористых средах, представляющей собой простейшую объемную модель пласта, состоящую из двух пористых сред, имеющих общий ввод и раздельный отбор реагентов (см. чертеж). На чертеже:

ПД - противодавление (сжатый воздух);

ДМ - дифференциальный манометр;

АЦП - аналогово-цифровой преобразователь;

БП - блок питания;

КД - кернодержатель;

ДПР - датчик постоянного расхода;

MB - мерник “вода”;

МН - мерник “нефть”;

1, 2, 3, - емкости с технологическими жидкостями;

4 - обжим.

Технические характеристики установки:

рабочее давление - до 15.0 МПа;

линейная скорость (фильтрации - от 30 до 1000 м/год;

максимальная рабочая температура - 95С;

длина линейной керновой модели - от 5 до 30 см.

Основным технологическим звеном установки является кернодержатель КД, состоящий из металлического корпуса с резиновыми манжетами и полумуфтами, облегающими их с наружной стороны; упорных металлических колец; двух крышек и накидных гаек. Во внутреннюю полость манжет вставляются образцы кернового материала, моделирующего пласт. В пространство между корпусом кернодержателя и наружной поверхностью манжет подаются вода, масло или сжатый воздух из колонки с давлением, превышающим давление на входе в кернодержатель на 3.0-4.0 мПа.

Всесторонний внешний обжим моделирует объемное напряженное состояние (горное давление) установленных в кернодержатель образцов горной породы.

Описанный кернодержатель рассчитан главным образом на небольшие керны (диаметр от 28 до 30 мм, длина от 10 до 300 мм), т.е. такие, которые в настоящее время преимущественно могут быть получены. Указанные размеры цилиндрических образцов включают практически все размеры, предусмотренные ОСТ 39-195-86 “Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях”. Данный кернодержатель может состоять из одной или нескольких секций, что позволяет подбирать линейную длину модели, соответствующую гидродинамическим критериям подобия пласта.

Датчик постоянного расхода жидкости состоит из двух измерительных прессов емкостью 250 см³ каждый, электродвигателя и редуктора. Прессы служат для нагнетания в разделительные колонки и отбора из них масла, с фиксированными объемными расходами при равных режимах работы измерительных прессов.

Кроме датчика постоянного расхода ДПР, контроль за расходом жидкости осуществляется визуально по мерникам нефти и воды, представляющим собой прозрачные толстостенные цилиндры, изготовленные из органического стекла или эпоксидной смолы и заключенные в металлический корпус. Корпус имеет продольную прорезь с нанесенной вдоль нее шкалой. Отмечая положение уровня жидкости через определенные промежутки времени, получаем расход жидкости через пористую среду.

Система разделительных колонок состоит из одной-двух пар последовательно соединенных изготовленных из коррозионно-стойкой стали безпоршневых или поршневых полых цилиндров. Они служат для исключения контакта исследуемой нефти и других углеводородных жидкостей с маслом, поступающим из измерительных прессов. В разделительных колонках нефть отделяется от масла буферной жидкостью - водой или концентрированным раствором хлористого натрия, а также механически - поршнем.

В качестве буферной емкости применяется стандартный баллон для сжатого воздуха, емкостью 40 дм, сообщающийся трубопроводами через сборную емкость (колонку) и мерник высокого давления с выходом кернодержателя.

Для измерения перепада давления используется дифференциальный датчик давления типа “Сапфир 22Д”.

Напряжение на дифференциальный манометр подается со стабилизированного блока питания. Выходной сигнал поступает на аналого-цифровой преобразователь и далее на персональный компьютер, обеспечивающий индикацию давления в цифровой и графической форме. Аналого-цифровой преобразователь (АЦП) является электронным устройством. В основу принципа преобразования сигнала из аналоговой формы в цифровую положен метод двойного интегрирования, позволяющий при относительной простоте устройства получить высокую точность преобразования в широком интервале изменений входного напряжения - как следствие изменения давления.

Кроме датчика постоянного расхода и баллона-буфера вся установка смонтирована в шкафу-термостате, обеспечивающем стабильные температурные условия проведения эксперимента.

Данная установка позволяет проводить следующий комплекс исследований:

- определять проницаемость пористой среды по воде, керосину, нефти;

- определять коэффициент вытеснения нефти водой в соответствии с ОСТ 39-195-86 “Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях”;

- определять фазовые проницаемости в соответствии с ОСТ 39-235-89 “Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях” при совместной стационарной фильтрации;

- оценивать эффективность применения химреагентов в увеличении добычи нефти, изменения коллекторских свойств пласта.

В качестве высокопроницаемой пористой среды использовался проппант с диаметром шариков 0,766 мм. Высокопроницаемая колонка длиной 36 см и диаметром 28 мм насыщалась водой.

В качестве низкопроницаемой пористой среды использовался девонский песчаник. Низкопроницаемая колонка длиной 36 см и диаметром 28 мм насыщалась нефтью с вязкостью 5,7 мПас, а связанная вода в количестве 8% создавалась методом центрифугирования.

Скорость вытеснения 201 м/год. Температура опыта 25С.

Такая постановка опыта позволяет оценить прирост нефтеотдачи за счет перераспределения фильтрационных потоков из высоко- в низкопроницаемую пористую среду и одновременно оценить и регулирующие и нефтеотмывающие свойства композиции химреагентов.

На первом этапе в объемную модель закачивают воду - 5,0 Vп, при этом определяют коэффициент вытеснения нефти водой.

На втором этапе закачивают поочередно три оторочки химреагептов, поделенные на 3-6 равных порций:

1-ая оторочка - 0,1 Vп глинистой дисперсии (3%);

2-ая оторочка -0,1 Vп олигомера многоатомного спирта в воде;

3 оторочка - 0,01 Vп раствора ПАВ в кубовых остатках производства бутиловых спиртов.

После закачки реагентов нагнетают воду до достижения предельной обводненности продукции и стабилизации перепада давления.

Определяют фактор остаточного сопротивления и прирост коэффициента вытеснения из низкопроницаемой колонки. В такой постановке опыта прирост коэффициента вытеснения является приростом коэффициента нефтеотдачи по объемной модели в целом.

Результаты опытов - в таблице. Видно, что предлагаемая последовательность операций с применением раствора неионогенного и анионоактивного ПАВ в кубовых остатках производства бутиловых спиртов (примеры 1-8) обеспечивает прирост коэффициента вытеснения 7-12%, в то время как в случае закачки за раствором полигликоля водного раствора ПАВ прирост коэффициента вытеснения составил всего 5% (пример 10), а в случае закачки за раствором полигликоля кубовых остатков производства бутиловых спиртов - всего 6% (пример 11).

Пример конкретного осуществления способа.

На нагнетательную скважину завозят 3 т глинопорошка, 10 т полигликоля. 10 т кубовых остатков производства бутиловых спиртов и 1 т нефтенола ВВД.

Закачивают в пласт поочередно 1 т глинопорошка в 33 м³ воды. 3,3 т полигликоля в 33 т воды и 0,33 т нефтенола ВВД в 33 т кубовых остатков производства бутиловых спиртов. Операцию повторяют три раза, после чего скважину запускают под нагнетание воды от водовода.