способ разработки нефтяного пласта
Классы МПК: | E21B43/22 с применением химикалий или бактерий |
Автор(ы): | Хисамов Раис Салихович (RU), Файзуллин Илфат Нагимович (RU), Ибатуллин Равиль Рустамович (RU), Ганеева Зильфира Мунаваровна (RU), Хисаметдинов Марат Ракипович (RU), Ризванов Рафгат Зиннатович (RU), Кубарева Надежда Николаевна (RU), Коновалова Надежда Павловна (RU) |
Патентообладатель(и): | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU) |
Приоритеты: |
подача заявки:
2011-11-23 публикация патента:
27.05.2013 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Обеспечивает повышение эффективности охвата пластов вытеснением за счет вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. Сущность изобретения: способ включает определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению в нагнетательную скважину дополнительно закачивают поверхностно-активное вещество - ПАВ, или полимер, или смесь ПАВ с полимером. Закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15 мас.% и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером. Оторочку суспензии силикатного геля закачивают в объемном отношении к оторочке ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером от (1÷5) до (5÷1) начиная с максимальной концентрации оторочек при минимальном давлении закачки с постепенным уменьшением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки. 3 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.
Формула изобретения
1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в нагнетательную скважину дополнительно закачивают поверхностно-активное вещество - ПАВ или полимер или смесь ПАВ с полимером, причем закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15 мас.% и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером, оторочку суспензии силикатного геля закачивают в объемном соотношении к оторочке ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером от (1÷5) до (5÷1), начиная с максимальной концентрации оторочек при минимальном давлении закачки с постепенным уменьшением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют водорастворимое или масло-водорастворимое ПАВ или комплексное ПАВ с концентрацией 0,01-0,2 мас.%.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимера используют полимеры акрилового ряда или эфиров целлюлозы с концентрацией 0,01-0,5 мас.%.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве смеси ПАВ с полимером используют смесь водорастворимого или масло-водорастворимого ПАВ или комплексного ПАВ и полимера акрилового ряда или эфира целлюлозы при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ПАВ | 0,01-0,2 |
полимер | 0,01-0,5 |
вода | остальное |
Описание изобретения к патенту
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.
Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, применяемый для повышения эффективности изоляции, включающий последовательную закачку в буферах пресной воды, оторочек полимерсиликатного раствора, водного раствора соли поливалентного металла в соотношении 1:1, при этом закачку оторочек растворов осуществляют в равных объемах, 5-200 м3 каждый, для снижения приемистости скважины не более чем на 50% с дополнительной продавкой в объеме не ниже 40% от объема оторочки раствора (патент RU № 2186958, МПК E21B 43/22, опубл, 10.08.2002).
Недостатком способа является низкая продолжительность эффекта изоляции и использование не в полном объеме.
Известен способ разработки нефтяного пласта, используемый для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных нефтяных пластов, включающий отбор нефти через добывающие скважины, приготовление и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и суспензию силикат - геля в водном полимерном растворе (патент RU № 2185505, МПК E21B 43/22, опубл. 20.07.2002, бюл. № 20). Силикат-гель готовят смешиванием жидкого стекла (силиката натрия с модулем более 2,5) и гелеобразующего компонента (неорганические и органические кислоты, щелочные реагенты, моно- и олигосахариды и др.), добиваются перехода жидкого стекла в затвердевшее состояние - силикат-гель, затем его дробят до размера частиц от 5 мм до нескольких микрон. Силикат-гель используют в количестве 0,1-70%, а полимер используют в количестве 0,01-2,0%. Силикат-гель и его суспензию готовят в полном объеме в наземных условиях с последующей закачкой в пласт, а не в порах пласта, где регулировать концентрацию водородных ионов (pH), а следовательно, и получение геля проблематично. С целью повышения качества изоляционных свойств закачку суспензии силикат-геля в водном растворе полимера начинают с минимальных концентраций силикат-геля при минимальных давлениях закачки с постепенным увеличением концентрации силикат-геля и давления закачки, превышающего устьевое давление нагнетания рабочего агента на 0,5-3,0 МПа, после чего давление поддерживают постоянным при снижении концентрации в суспензии.
Недостатком способа является большая зависимость фильтрационных свойств закачиваемой суспензии от флоккулирующей способности полимера, способствующая укрупнению частиц силикат-геля и затрудняющая закачку в пласт.
Известен способ разработки нефтяного пласта, используемый для повышения эффективности способа за счет улучшения нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств водного раствора полимера и поверхностно-активного вещества, включающий закачку в пласт оторочки водной дисперсии сульфацелла СЦ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, указанная дисперсия дополнительно содержит неионогенное поверхностное активное вещество (НПАВ) АФ9-12, причем перед закачкой указанной оторочки закачивают предоторочку пресной или минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема указанной оторочки (патент RU № 2244812, МПК E21B 43/22, опубл. 20.01.2005).
Недостатком является недостаточная эффективность способа из-за низкого коэффициента охвата пластов вытеснением, так как поверхностно-активное вещество (ПАВ) закачивается совместно с полимером, а следовательно, и уходит в высокопроницаемые обводненные зоны, не выполняя своего предназначения.
Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий приготовление силикатного геля, дозирование его в закачиваемую воду от водовода и закачку в пласт полученной суспензии силикатного геля (патент RU № 2321733, МПК E21B 43/22, опубл. 10.04.2008, бюл. № 10). Приготовление силикатного геля осуществляют путем одновременной подачи струя в струю разбавленных растворов соляной кислоты и силиката натрия в снабженный частотным преобразователем шнековый транспортер в малообъемном совмещении при соотношении указанных растворов от 1:1 до 1:2, соотношение растворов регулируют изменением показателя частотного преобразователя в зависимости от их концентрации, выбор концентрации разбавленных растворов и их соотношение осуществляют с учетом условия мгновенного гелеобразования при смешении, затем силикатный гель в указанном транспортере разбивают на частицы размером от 0,01 до 0,5 мм, дозирование геля в воду осуществляют до концентрации 0,05-75 мас.%. Закачку осуществляют в зависимости от приемистости скважины начиная с минимальной концентрации суспензии при минимальном давлении закачки с постепенным увеличением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну при последующем поддержании его постоянным за счет снижения концентрации суспензии.
Недостатком способа является низкая эффективность из-за недостаточного вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов вытеснением незначителен.
Технической задачей является повышение эффективности вытеснения за счет вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта.
Поставленная задача решается способом разработки нефтяного пласта, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и отбор нефти через добывающие скважины.
Новым является то, что в нагнетательную скважину дополнительно закачивают поверхностно-активное вещество - ПАВ, или полимер, или смесь ПАВ с полимером, причем закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15 мас.% и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером, оторочку суспензии силикатного геля закачивают в объемном отношении к оторочке ПАВ, или, полимера или смеси ПАВ с полимером от (1÷5) до (5÷1) начиная с максимальной концентрации оторочек при минимальном давлении закачки с постепенным уменьшением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки.
Также новым является то, что в качестве ПАВ используют водорастворимое или масло-водорастворимое ПАВ или комплексное ПАВ с концентрацией 0,01-0,2 мас.%.
Также новым является то, что в качестве полимера используют полимеры акрилового ряда или эфиров целлюлозы, с концентрацией 0,01-0,5 мас.%.
Также новым является то, что в качестве смеси ПАВ с полимером используют смесь водорастворимого или масло-водорастворимого ПАВ или комплексного ПАВ и полимера акрилового ряда или эфира целлюлозы при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 0,01-0,2; полимер 0,01-0,5; вода - остальное.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером и определяют режим закачки оторочек. Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину. Раствор силиката натрия товарной формы плотностью 1,36 г/см3 разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:3 и перемешивают насосом в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) силиката натрия в разбавленном растворе составляет 25% (в расчете на товарную форму), плотность 1,09-1,11 г/см3. Раствор соляной кислоты плотностью 1,12 г/см3 разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:7 и перемешивают в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) соляной кислоты в разбавленном растворе составляет 1,015-1,02 г/см3. Разбавленные растворы силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю подают в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, в котором происходит образование силикатного геля. Затем силикатный гель и закачиваемую воду с плотностью от 1,00 до 1,20 г/см 3 от водовода подают в струйный насос, происходит диспергирование силикатного геля с размером частиц от 0,001 до 1,0 мм. Получают суспензию силикатного геля и закачивают в скважину. Дозируют содержание силикатного геля в суспензии от 0,01 до 15 мас.% в зависимости от приемистости скважины (с увеличением приемистости скважины содержание силикатного геля в суспензии увеличивается). При уменьшении содержания силикатного геля в суспензии менее 0,01 мас.% эффективность блокирования в высокопроницаемых зонах пласта будет недостаточной, а при увеличении содержания силикатного геля в суспензии более 15 мас.% использование силикатного геля в суспензии нецелесообразно с технологической и экономической точек зрения.
Для приготовления силикатного геля используют:
- силикат натрия (стекло натриевое жидкое) по ГОСТ 13078-81 плотностью 1,36-1,45 г/см3 ; ингибированную соляную кислоту с массовой долей хлористого водорода 22-24%, выпускаемую по ТУ 2458-017-12966038-2002, плотностью 1,108-1,12 г/см3.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют водорастворимое и масло-водорастворимое ПАВ, например: оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена АФ9-6, АФ9-9, АФ9-10, АФ9-12, выпускаемых АО "Нижнекамск-нефтехим" по ТУ 2483-077-05766801-98, Atren SA, комплексные ПАВ и др. ПАВ закачивают в виде водного раствора с концентрацией 0,01-0,2 мас.%. Применение ПАВ с концентрацией ниже 0,01 мас.% при осуществлении способа не дает положительного эффекта, а более 0,2 мас.% использовать нецелесообразно с экономической точки зрения.
В качестве полимера используют полимеры акрилового ряда, эфиры целлюлозы и др.:
- полиакриламид отечественного или импортного производства с молекулярной массой (3-15)·10 6, например ПАА марки DP9-8177 (ТУ 2458-001-82330939-2008), Al-coflood 955 и др.;
- эфиры целлюлозы, например оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) марки Сульфацелл по ТУ 2231-013-32957739-01 ЗАО "Полицелл"; гидроксиэтилцеллюлоза марки Natrosol; натрий-карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), например, по ТУ 2231-002-50277563-2000, ТУ 2231-017-32957739-02, ТУ 2231-057-07508003-2002 и др.
Полимер закачивают в виде порошка или водного раствора с концентрацией 0,01-0,5 мас.%. Использование полимера с концентрацией меньше 0,01 мас.% не эффективно, а более 0,5 мас.% удорожает состав для осуществления способа.
В качестве смеси ПАВ с полимером используют смесь водорастворимого или масло-водорастворимого ПАВ или комплексного ПАВ и полимера акрилового ряда или эфира целлюлозы при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 0,01-0,2; полимер 0,01-0,5; вода - остальное.
Смесь ПАВ с полимером готовят следующим образом. В 99,98-99,3 мас.% воды с плотностью от 1,00 до 1,20 г/см3 добавляют 0,01-0,2 мас.% ПАВ и 0,01-0,5 мас.% полимера и перемешивают на магнитной мешалке до однородной массы.
Для ограничения фильтрации в высокопроницаемых промытых зонах в нагнетательную скважину при минимальном давлении закачивают оторочку суспензии силикатного геля начиная с максимальной концентрации до увеличения давления закачки не менее чем на 5%. Затем закачивают оторочку ПАВ, или полимера, или смесь ПАВ с полимером начиная с максимальной концентрации до увеличения давления закачки или его стабилизации с постепенным уменьшением концентрации и далее повторяют закачку чередующихся оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером и так несколько оторочек до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Определяют давление закачки оторочек. Корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки.
Объемное отношение оторочки суспензии силикатного геля к оторочке ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером составляет от (1÷5) до (5÷1). Выбор оторочки зависит от приемистости скважины. При низких значениях приемистости скважины после оторочки суспензии силикатного геля закачивают оторочку ПАВ, при средних значениях приемистости скважины - оторочку полимера, при высоких значениях приемистости скважины - оторочку смеси ПАВ с полимером.
Пример конкретного выполнения.
При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Определяют объемы оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в пласт, используя для этой цели установку для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину (по патенту RU № 48202, МПК E21B 43/22, опубл. 27.09.2005, бюл. № 27).
Для приготовления силикатного геля используют натриевое жидкое стекло с плотностью 1,36 г/см 3, в качестве гелеобразователя - ингибированную соляную кислоту с концентрацией не менее 24% (плотностью 1,12 г/см 3). Предварительно из товарной формы реагентов готовят разбавленные пресной водой растворы силиката натрия в объемном соотношении 1:3 и ингибированной соляной кислоты в объемном соотношении 1:7. Затем непрерывно получают силикатный гель из разбавленных растворов силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, где силикатный гель разбивают на частицы размером от 0,001 до 1,0 мм. Закачку оторочки суспензии силикатного геля начинают с максимальной концентрации при минимальном давлении. Затем закачивают оторочку ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером до увеличения давления закачки или его стабилизации. Объемное отношение оторочки суспензии силикатного геля к оторочке ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером составляет от (1÷5) до (5÷1). Далее повторяют закачку оторочки суспензии силикатного геля и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером и так несколько оторочек до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Определяют давление закачки. Корректируют концентрации оторочек. Результаты технологического процесса закачки оторочек приведены в таблицах 1, 2.
Из таблиц 1, 2 видно, что после закачки чередующихся оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером в нагнетательную скважину происходит увеличение давления закачки от 28 до 64%, в среднем, на 40%, и снижение приемистости нагнетательной скважины от 15 до 48%, в среднем, на 24% (номера участков 1-15, 34-40 таблицы 1, 2). В результате происходит блокирование обводненных высокопроницаемых пропластков и увеличение фильтрационного сопротивления пласта. Это позволяет изменять направления фильтрационных потоков, регулировать профили приемистости и притока и таким образом увеличивать полноту извлечения нефти за счет охвата пласта вытеснением и подключения в работу ранее не задействованных низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта.
При осуществлении способа с повышенными концентрациями оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером происходит увеличение давления закачки от 29 до 75% и снижение приемистости скважины от 20 до 48% (номера участков 16-22 таблицы 1, 2), что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пласта.
Увеличение содержания суспензии силикатного геля более 15 мас.% и ПАВ более 0,2 мас.%, или полимера более 0,5 мас.%, или смеси ПАВ (более 0,2 мас.%) с полимером (более 0,5 мас.%) нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения: то есть удорожает состав при осуществлении способа.
Использование способа с низкими концентрациями оторочек: суспензии силикатного геля менее 0,01 мас.% и ПАВ менее 0,01 мас.%, или полимера менее 0,01 мас.%, или смеси ПАВ (менее 0,01 мас.%) с полимером (менее 0,01 мас.%) не приводит к увеличению давления закачки и снижению приемистости нагнетательной скважины (номера участков 23-33 таблицы 1, 2). В результате происходит недостаточное блокирование высокопроницаемых зон пласта вследствие невысокой эффективности, связанной с низкой концентрацией суспензии силикатного геля, и тем самым не обеспечивается повышения эффективности вытеснения.
Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых зонах пласта происходит создание блокирующей оторочки и перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу не охваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которое приводит к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,2-2,2 раза.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить охвата пластов вытеснением за счет вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.
Класс E21B43/22 с применением химикалий или бактерий