способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину растворов на основе полисахарида, отличающийся тем, что в качестве растворов на основе полисахарида используют водные или водно-спиртовые растворы галактоманнана, при этом вначале закачивают водный или водно-спиртовой раствор галактоманнана, дополнительно содержащий эфир целлюлозы или полиакриламид и поверхностно-активное вещество, а затем закачивают водный или водно-спиртовой раствор галактоманнана, дополнительно содержащий поверхностно-активное вещество.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водные или водно-спиртовые растворы галактоманнана дополнительно содержат модифицированный крахмал, иили бензоат натрия, иили сорбат калия.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что перед закачкой водных или водно-спиртовых растворов галактоманнана проводят перемешивание их компонентов в смесителе.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что после закачки водных или водно-спиртовых растворов галактоманнана переходят на вытеснение нефти вытесняющим агентом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами, разрабатываемых методом заводнения.

Известен способ заводнения нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину 0,05-2,0 %-ного водного раствора полиакриламида и водного раствора неионогенного поверхностно - активного вещества (см. патент РФ № 2079641, МКИ Е 21 В 43/22, опубл. 1997 г.).

Недостатком данного способа является его недостаточная эффективность при разработке пластов, содержащих пластовые воды с минерализацией более 30 г/л.

Известен способ извлечения жидких углеводородов (варианты), включающий закачку пенообразующего раствора, содержащего синтетический или биополимер, поверхностно - активное вещество, водный растворитель и газ, в подземную формацию с трещинами через одну из скважин и извлечение жидких углеводородов через вторую скважину (см. патент РФ №2071554, МКИ Е 21 В 43/22, опубл. 1997 г.).

Известный способ недостаточно эффективен в неоднородных по проницаемости пластах в связи с тем, что закачиваемый высоковязкий пенообразующий раствор используется для изоляции вертикальных и горизонтальных трещин и не может проникнуть в более мелкое промытое водой поровое пространство.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи за счет выравнивания профиля приемистости, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора крахмала и экзополисахарида (см. патент РФ №2125648, МКИ Е 21 В 43/22, опубл. 1999 г.).

Данный способ недостаточно эффективен для повышения нефтеотдачи нефтяной залежи, а также является дорогостоящим из-за высокой стоимости экзополисахарида.

В основу настоящего изобретения положена задача создать высокоэффективный способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи, позволяющий за счет комплексного воздействия на залежь повысить фильтрационное сопротивление обводненных высокопроницаемых зон и, тем самым, увеличить охват пласта воздействием, а также достичь полного отмыва нефти из порового пространства и, кроме того, обеспечить возможность использования его в высокотемпературных пластах с наличием вод различной минерализации.

Поставленная задача достигается тем, что в способе повышения нефтеотдачи нефтяной залежи, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину растворов на основе полисахарида, что в качестве растворов на основе полисахарида используют водные или водно-спиртовые растворы галактоманнана, при этом вначале закачивают водный или водно-спиртовой раствор галактоманнана, дополнительно содержащий эфир целлюлозы или полиакриламид и поверхностно-активное вещество, а затем закачивают водный или водно-спиртовой раствор галактоманнана, дополнительно содержащий поверхностно-активное вещество.

В вариантах выполнения способа водные или водно-спиртовые растворы галактоманнана дополнительно содержат модифицированный крахмал, и/или бензоат натрия, и/или сорбат калия, а перед закачкой на устье скважины устанавливают смеситель для перемешивания компонентов водных или водно-спиртовых растворов галактоманнана.

Для выполнения способа используют галактоманнаны, представляющие собой гетерогликаны, содержащиеся в семенах стручковых растений. Коммерческие препараты галактоманнанов получили название камедей, которые получают водной экстракцией полисахаридов из измельченного растительного сырья. В качестве галактоманнанов используют гуаровую смолу, или карайи камедь, или ксантановую камедь, или камедь рожкового дерева, или тары камедь, или овсяную камедь, или геллановую камедь, или гхатти камедь, или коньяк глюкоманнан, или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия”. Москва: Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973 г., стр.737), в качестве эфира целлюлозы используют, например: натрийкарбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или метилцеллюлозу (МЦ), или этилцеллюлозу (ЭЦ), или гидроксипропилцеллюлозу ГПЦ), или метилэтилцеллюлозу (МЭЦ), или этилгидроксиэтилцеллюлозу (ЭГЭЦ), или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия”. Москва: Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973 г., 1423-1424) или полиакриламид (ПАА), например, по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81. В качестве поверхностно-активного вещества используют анионные, или катионактивные, или неионогенные поверхностно - активные вещества, или их смеси при любом соотношении, например:

- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88,

- алкилтолуолсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87,

- сульфонол НП-3 по ТУ 84-509-81,

- оксиэтилированные алкилфенолы по ГОСТ 8433-81, ТУ 38.507-63-171-91, ТУ 38.507-63-0302-93,

- катапин А по ТУ 6-01 -816-75,

- ДОН-52 по ТУ 2484-006-04706205-93,

- ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89

- Лапрол 4202-2Б-30 по ТУ 2226-039-05766801-95, лапрол 5003-2Б10 по ТУ 2226-023-10488057-95, лапрол 5003-2-15 по ТУ 22266-006-10488057-94, лапрол 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94,

- МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, в качестве модифицированного крахмала используют крахмал, подвергшийся физической, химической или биологической обработке, что существенно изменяет строение и свойства крахмала.

Для приготовления растворов используют воду, или смесь ее с гликолем, например, этиленгликоль (ЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или тетраэтиленгликоль (ТЭГ) (см. Б.Н.Степаненко. Органическая химия. М.: “Медицина”, 1975,c.119-124), или воду с алифатическим спиртом, например: метиловый спирт по ГОСТ 2222-78, или этиловый спирт по ГОСТ 183000-87, или изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84 при соотношении вода:спирт (1-100):0,001.

Перед закачкой водных или водно-спиртовых растворов проводят смешение их компонентов в смесителе мельничного типа, например в роторно-коллоидной мельнице со скоростью вращения ротора 3000 оборотов в минуту, в котором происходит одновременно с растворением компонентов в воде или спирте и их измельчение. При использовании воды берут воду с различной минерализацией. Состав при необходимости можно растворить и использовать также как нефтевытесняющий агент.

При использовании способа для повышения нефтеотдачи вначале в обводненную нефтяную залежь закачивают вязкий водный или водно- спиртовый раствор галактоманнана, содержащий эфир целлюлозы или полиакриламид и поверхностно-активное вещество, который селективно проникает в высокопроницаемые водонасыщенные пропластки, не снижая при этом проницаемость нефтенасыщенной части залежи. Далее закачивают второй раствор галактоманнана, содержащий поверхностно-активное вещество, с низкой вязкостью, который, обладая нефтевытесняющими свойствами, эффективно отмывает нефть из порового пространства. Закачиваемые растворы, двигаясь по поровому пространству, вступают во взаимодействие с нефтью, как бы поглощая ее, и выносят нефть вместе с собой из порового пространства. Применение водных или водно-спиртовых растворов галактоманнана приводит к комплексному воздействию на залежь - увеличивается охват и отмывается нефть из неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта.

После воздействия на залежь водными или водно-спиртовыми растворами галактоманнана и переходе на вытеснение нефти вытесняющими агентами происходит постепенное увеличение скорости фильтрации как через высокопроницаемый, так и через низкопроницаемый пропласток, что в дальнейшем приводит к постепенному восстановлению фильтрации через залежь.

В качестве вытесняющего агента используют воду, водные растворы поверхностно-активных веществ или другие нефтевытесняющие агенты.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно комплексно воздействовать на неоднородные обводненные нефтяные залежи.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков и обладающего высокими показателями при повышении нефтеотдачи нефтяной залежи, что соответствует критериям “новизна” и “изобретательский уровень”.

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

В обводненную неоднородную по проницаемости нефтяную залежь с обводненностью до 98% через нагнетательную скважину вначале осуществляют закачку предварительно приготовленного водного или водно-спиртового раствора, содержащего 0,05-2,0 мас.% галактоманнана, 0,001-0,9 мас.% эфира целлюлозы, 0,01-1,0 ПАВ и 96,1-99,94 мас.% воды или ее смеси со спиртом. Закачку раствора ведут при давлении ниже давления в линии поддержания пластового давления до 30%. Общий объем закачанного раствора зависит от удельной приемистости скважины и толщины пласта и составляет от 10 % ПО до 1 ПО высокопроницаемого пропластка. При повышении давления более чем на 10% начинают закачивать второй водный или водно-спиртовый раствор, содержащий 0,05-2,0 мас.% галактоманнана, 0,01-1,0 мас.% поверхностно-активного вещества и 97,0-99,94 мас.% воды или ее смеси со спиртом. Для приготовления данного раствора в качестве спирта используют гликоли или алифатические спирты. Закачку продолжают до выравнивания скоростей потоков. Общий объем закачанного раствора зависит от удельной приемистости скважин и от толщины пласта и составляет от 10% ПО до 1 ПО низкопроницаемого пропластка. Закачиваемые растворы дополнительно содержат 0,1-3,0 мас.% модифицированного крахмала, и/или 0,001-0,5 мас.% бензоата натрия, и/или сорбата калия. Далее закачивают вытесняющий агент. Отбор нефти производят из добывающей скважины.

Состав при необходимости можно дополнительно растворить и использовать также как вытесняющий агент.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию “промышленная применимость” приводим конкретные примеры определения эффективности использования заявляемого способа.

Эффективность определяют по коэффициенту прироста нефтевытеснения.

Исследования эффективности использования проводят на моделях неоднородного нефтяного пласта, составленных из двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых стеклянных трубок длиной 100 см и диаметром 2 см. Трубки заполняют молотой породой. Заданное значение проницаемости получают определенным набором фракций породы. Подготовленные трубки под вакуумом насыщают пластовой водой. Для создания нефтенасыщенности воду из моделей вытесняют нефтью, для получения остаточной нефтенасыщенности нефть вытесняют до полной обводненности продукции на выходе из пористой среды. Далее в модели последовательно вводят водные или водно-спиртовые растворы галактоманнана и продолжают вытеснение вытесняющим агентом. Проводят замеры гидродинамических параметров модели.

Результаты исследований приведены в таблице. Пример 1 (заявляемый способ). В модель обводненного неоднородного нефтяного пласта последовательно вводят вначале раствор, состоящий из 2,0 г гуаровой смолы, 0,05 г КМЦ, 1,0 г неионогенного поверхностно-активного вещества -ОП-10 и 96,95 г воды в объеме, равном объему порового пространства высокопроницаемого пропластка. Затем закачивают второй раствор, содержащий 0,05 геллановой камеди, 0,05 г сульфанола НП-3, 0,1 г модифицированного крахмала и 99,8 г минерализованной воды с минерализацией 300 г/л в объеме, равном объему порового пространства низкопроницаемого пропластка. Далее закачивают вытесняющий агент-воду. Остаточный фактор сопротивления составляет 14,7, и коэффициент прироста нефтевытеснения - 27,5% (см. табл., пример 1).

Примеры 2-5 проводят аналогично примеру 1, используя различные компоненты и варьируя их содержания.

Пример 6 (известный способ). В модель неоднородного нефтяного пласта последовательно закачивают водный раствор, содержащий 0,005 г экзополисахарида, 5,0 г крахмала и 94,99 г воды, затем закачивают водный раствор, содержащий 0,1 г экзополисахарида и 99,9 г воды. Остаточный фактор сопротивления составляет 6,2, а коэффициент прироста нефтевытеснения - 9,3% (см. табл., пример 6).

Как видно из данных таблицы, предлагаемый способ эффективно используется для повышения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Использование предлагаемого способа позволяет:

- увеличить охват залежи воздействием и, тем самым, подключить в разработку удаленные нефтесодержащие зоны пласта,

- повысить коэффициент прироста нефтевытеснения в неоднородных нефтяных пластах с обводненностью до 98%,

- эффективно разрабатывать залежи с наличием вод любой минерализации, а также в высокотемпературные залежи.