способ разработки нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку через нагнетательную скважину последовательно водного раствора полимера - полиакриламида и водного раствора щелочного реагента, отличающийся тем, что указанный раствор полиакриламида закачивают в жидком отработанном углеводороде - отходе производства изопрена двух- стадийного дегидрирования после его выделения и очистки, а в качестве щелочного реагента используют композицию водных растворов жидкого стекла и каустической соды.

Описание изобретения к патенту

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения приемистости водонагнетательных скважин и увеличению охвата пласта воздействием.

Для регулирования разработки нефтяных месторождений путем изменения профиля приемистости нагнетательных скважин, увеличения охвата пластов заводнением с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время используют осадкообразующие составы.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (пат. РФ №2167278), включающий закачку через нагнетательную скважину последовательно водных растворов полимера, щелочи и алюмосодержащего реагента.

Способ недостаточно эффективен из-за слабого структурообразователя полимерной системы (в результате деструктивных процессов) и уменьшения приемистости скважин в процессе нагнетания.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательное нагнетание водного раствора полимера, минерализованной воды и концентрированного раствора щелочи (пат. РФ №2004782).

Однако растворы щелочей в опресненных водах улучшают лишь нефтевытесняющие свойства нагнетаемой в пласт воды, не повышая охват пласта заводнением. В присутствии минеральных солей пластовой воды происходит закупоривание призабойной зоны нагнетательных скважин и снижение их приемистости, то есть недостатком известного способа является низкая эффективность из-за незначительного увеличения охвата пласта воздействием.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного пласта за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышения приемистости нагнетательной скважины в процессе закачки.

Поставленная задача решается тем, что последовательно закачивают водный раствор полимера в жидком отработанном углеводороде, водные растворы жидкого стекла и каустической соды.

Способ обеспечивает увеличение приемистости нагнетательной скважины в процессе нагнетания полимера в жидком отработанном углеводороде с одновременным эффективным повышением охвата пласта воздействием в результате нагнетания щелочных реагентов.

Достигаемый положительный эффект обеспечивается тем, что перед нагнетанием водных растворов щелочных реагентов в призабойную зону закачивают смесь водного раствора полимера в жидком отработанном углеводороде - стабилизаторе молекул полиакриламида от химической деструкции, влияния ионов железа и сероводорода минерализованной воды. Образующиеся при взаимодействии щелочных реагентов и минерализованной воды осадки вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера-полиакриламида (которые обладают меньшей подвижностью при течении через пористую среду и сохраненными реологическими свойствами). Происходит агрегирование осадков, которые равномерно распределяются по водопромытым каналам пласта. Таким образом, повышается охват пласта заводнением.

Важнейшим условием, определяющим экономическую целесообразность применения полимерных растворов, является сохранение у них высоких исходных свойств. Однако вследствие высокой чувствительности водных растворов полиакриламида к воздействию кислорода, ионов железа и сероводорода эффективность применения полимерных растворов снижается.

Положительный эффект (стабилизация молекул ПАА), по-видимому, достигается за счет гидролизных реакций пиперелена (до 10% содержится в жидком отработанном углеводороде) с последующей сшивкой с макромолекулой полиакриламида и ингибированием реакции его химдеструкции (таблица 1).

Эффективность стабилизации водных растворов ПАА определялась экспериментально по методике РД-39-0148311-206-11. Методика предусматривает оценку влияния ионов железа и сероводорода минерализованной воды на стойкость полимеров к химической деструкции. Стойкость ПАА оценивается по изменению величины скрин-фактора раствора. Скрин-фактор растворов высокомолекулярных полиакриламидов является легко определяемым и наиболее чувствительным к деструкции параметром. Изменение в результате деструкции величины скрин-фактора растворов находится в удовлетворительной корреляции с изменением фильтрационных характеристик, прежде всего фактора сопротивления. По значениям величин скрин-фактора исходных растворов, скрин-фактора деструктированных растворов полимера и скрин-фактора растворов полимера со стабилизирующей добавкой рассчитывают коэффициент стойкости (Кс) к химической деструкции в выбранных условиях испытания. Растворы полимера для проведения испытаний готовят следующим образом. Требуемую навеску полимера взвешивают на аналитических весах с точностью ±0,0002 г и растворяют в 1 дм³ растворителя. Полученные растворы отфильтровывают через фильтр Шотта (пор.100) для удаления механических примесей и нерастворившихся частиц. 0,5 дм³ отфильтрованного раствора подвергают химической деструкции, помещая в стакан из углеродистой стали, поверхность которого является характерной поверхностью нефтепромыслового оборудования, до стабилизации вязкостных свойств полимерного раствора.

Стойкость полимерного раствора оценивали, определяя его скрин-фактор, который характеризует поведение полимерного раствора в реальном пласте при заводнении, по формуле:

где Кс - константа стойкости полимерного раствора, выраженная через его скрин-фактор;

Сфо - скрин-фактор раствора до контакта со стальной поверхностью;

Сф - скрин-фактор раствора после контакта со стальной поверхностью.

Результаты стабилизации растворов ПАА с помощью жидкого отработанного углеводорода приведены в табл.1.

Таблица 1
№ опыта	Содержание компонентов, мас.%		Скрин-фактор		Константа стойкости, %
	водный раствор ПАА	ЖОУ	скрин-фактор, исходный	скрин-фактор, после стабилизации
1.	0,001	1	12,3	8,0	61,9
2.	0,005	5	17,8	15,4	83,
3.	0,05	10	32,3	30,3	93,6
4.	0,1	20	42,9	37,8	87,8
5.	0,2	20	78,0	72,6	92,9
6.	0,1	0	32,0	8,1	22,
7.	0,05	0	22,8	4,8	17,4
8.	0,2	0	61,4	15,7	24,3

Например, в опыте №5 скрин-фактор раствора полимера до контакта со стальной поверхностью равнялся 78,0, после того как стакан обработали 50 г ЖОУ и поместили в него водного раствора полимера, величина скрин-фактора незначительно уменьшилась 72,6. Константа стойкости полимера в этом опыте равняется 92,9%. В то же время в опыте №8 скрин-фактор исходного раствора полимера равен 61,4, после деструкции в стальном стакане без стабилизатора скрин-фактор составил величину 15,7. Константа стойкости полимера в этом опыте равняется 24,3%.

Вместе с тем жидкий гидроксид отработанный углеводород растворяет и удаляет осадки на основе окисленной нефти, асфальтосмолистопарафинистые отложения, тем самым увеличивает приемистость нагнетательных скважин.

В заявленном способе жидкий отработанный углеводород выполняет одновременно две функции - растворителя АСПО при обработке ПЗП и жидкости-носителя полимера, предотвращающей его преждевременную деструкцию. В процессе прохождения композиции ПАА в ЖОУ от нагнетательной скважины происходит растворение окисленной нефти, АСПО, т.е. увеличивается приемистость нагнетательной скважины. Далее при взаимодействии макромолекул ПАА, ЖОУ, растворенных АСПО, с образующимися при контакте щелочных реагентов и минерализованной воды объемными осадками, которые, распределяясь по водопромытым каналам пласта, позволяют повысить охват пласта заводнением.

Таким образом, несмотря на известность используемых реагентов, применение способа позволяет получить новый результат, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию "изобретательный уровень".

Жидкий отработанный углеводород по ТУ 2211-073-16810126-2002, отход производства изопрена двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки. В состав жидких отработанных углеводородов входят следующие компоненты: пиперилен, толуол, абсорбент А-2. Предназначается для депарафинирования скважин, растворения гетероорганических тяжелых углеводородных соединений, а также в качестве топлива. Выпускает Стерлитамакский завод синтетического каучука, г.Стерлитамак.

Гидроксид натрия (товарная форма - каустическая сода) используется по ГОСТ 2263-79.

Полиакриламид - по ТУ-6-16-157-78.

Жидкое стекло "Сиалит" - по ТУ 2145-010-43811938-97.

Эффективность заявляемого способа определяли экспериментально. В фильтрационных экспериментах применяли линейные насыпные модели пласта Арланского месторождения. Подготовку моделей пласта к экспериментам проводили по общепринятым методикам. Эксперимент проводили при t=22°C и постоянной скорости фильтрации. Длина моделей 30,7-31,0 см, диаметр 3,1 см, проницаемость пористой среды 1,6-1,8 мкм², средняя скорость фильтрации 3,3-3,5 м/сут. Результаты исследований приведены в табл.2

Таблица 2
№ опыта	Порядок закачивания растворов реагентов	Концентрация реагентов, %масс.			Объемы закачиваемых растворов композиций, п.о.	Снижение проницаемости, %	Прирост. нефтеотдачи, %
		водного раствора ПАА в ЖОУ	Жидкое стекло	Каусти ческая сода
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Закачиваемая вода (минерализованная =1,1 г/см3)
	Композиция ПАА в ЖОУ	0,005			0,2
	Композиция водных растворов щелочных реагентов		1,0	0,5	0,1
	Оторочка пресной воды				0,01
	Закачиваемая вода					67,4	8,5
2.	Закачиваемая вода
	Композиция ПАА в ЖОУ	0,05			0,2
	Композиция водных растворов щелочных реагентов		1,0	0,5	0,1
	Оторочка пресной воды				0,01
	Закачиваемая вода					72,5	9,1
3.	Закачиваемая вода
	Композиция ПАА в ЖОУ	0,1			0,2
	Композиция водных растворов щелочных реагентов		0,5	0,1	0,15
	Оторочка пресной воды				0,01
	Закачиваемая вода					77,1	9,9
4.	Закачиваемая вода
	Композиция ПАА в ЖОУ	0,001			0,2
	Композиция водных растворов щелочных реагентов		2,0	0,2	0,1
	Оторочка пресной воды				0,01
	Закачиваемая вода					69,8	8,8
5.	Закачиваемая вода
	Композиция ПАА в ЖОУ	0,05			0,2
	Композиция водных растворов щелочных реагентов		2,0	0,2	0,1
	Оторочка пресной воды				0,01
	Закачиваемая вода					81,7	14,7
6.	Закачиваемая вода
	Композиция ПАА в ЖОУ	0,2			0,2
	Композиция водных растворов щелочных реагентов		1,5	0,15	0,1
	Оторочка пресной воды				0,01
	Закачиваемая вода					82,3	14,9
7.	Закачиваемая вода
	Водный раствор полиакриламида	0,6			0,2
	Щелочной агент Аммиак - 24%				0,1
	Оторочка пресной воды				0,01
	Закачиваемая вода (прототип)					58,1	4,1
концентрация ЖОУ - 20%

Как видно, результаты фильтрационных опытов показывают снижение проницаемости промытых водой (67,4-81,7%) каналов пористой среды и увеличение нефтеотдачи (8,8-14,9%) по сравнению с прототипом.

Таким образом, полученные данные показывают, что заявляемый способ разработки нефтяного пласта проявляет высокую эффективность. Применение способа в нефтедобывающей промышленности позволит:

- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;

- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;

- улучшить охрану окружающей среды и экономить пресную воду.

Технология применения способа проста и заключается в закачке в нагнетательную скважину и продавке из ствола скважины в пласт водой.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Способ разработки нефтяного пласта и регулирования проницаемости водонефтенасыщенного коллектора основан на закачивании оторочек химических реагентов в нагнетательные скважины.

Объем закачивания реагентов на одну обрабатываемую нагнетательную скважину зависит от конкретных геолого-физических и физико-химических свойств флюидов, насыщающих пласт, стадии разработки месторождения нефти, степени обводненности добываемой продукции и составляет 100-200 м³.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, приемистостью нагнетательной скважины 75 м³/сут при давлении 140 МПа и обводненностью добываемой продукции (97%). Проницаемость коллектора колеблется от 0,1-0,5 до 4-6 мкм². Пористость 0,24.

Пластовая нефть повышенной вязкости 18 МПа·с, вода минерализованная до 140 г/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта 1500 м. Толщина пласта 7,5 м. Пласт вскрыт 1 нагнетательной и 1 эксплуатационной скважинами. Плотность сетки скважин 12 га/ скв. Нагнетание растворов реагентов проводилось агрегатом ЦА-320.

4,5 м³ водного раствора полимера (9 кг) и жидкого отработанного углеводорода (900 кг), водные растворы щелочных реагентов (35 м³ 2% жидкого стекла и 0,2% каустика) закачивают последовательно и продавливают буферной жидкостью (пресная вода) в количестве 10-15 м³. Затем переходят на обычный режим работы. Отбор жидкости производят через добывающую скважину. Указанный цикл можно повторить 3-5 раз. После проведения работ проводят замеры давления и приемистости. Приемистость составила 135 м³/сут при давлении 110 МПа.

Через 3 месяца после обработки наблюдалось снижение обводненности продукции добывающей скважины с 97% до 92%, а удельный технологический эффект составил 95 т на 1 т реагентов.

Как показали опытно-промысловые испытания, применение данного способа наиболее эффективно на нефтяных пластах, находящихся в поздней стадии разработки, где необходимо выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока.