Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами
Владельцы патента RU 2341651:
Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности вытеснения нефти за счет образования водоизолирующего экрана в водонасыщенной - промытой зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины. В способе разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, включающем закачку в пласт водного раствора гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами с последующим нагнетением вытесняющего агента, в 15-30%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами вводят оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,025-0,1%. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов.
Известен способ разработки нефтяных залежей блокированием промытых каналов закачкой сернокислого алюминия, который при контакте с пластовой водой образует кристаллы гидроксида (Ибрагимов Г.И., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов М.И. Справочник. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. с.168).
Недостатком данного способа является низкая эффективность вследствие того, что выпадение осадка связано с рН среды и невелика его прочность.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку порции воды с добавкой в качестве химреагента отгона уксусной кислоты производства оксиэтилидендифосфоновой кислоты концентрации 0,02-0,05% с последующей закачкой порции воды с добавкой в качестве химреагента смеси отгона уксусной кислоты производства оксиэтилидендифосфоновой кислоты и алюмосодержащего отхода процесса алкилирования при соотношении от 1:1 до 1:3 при поддержании величины рН порции воды более 4 (АС СССР №1627677, Е21В 43/22, 1991 г.).
Недостатком данного способа является сложность технологии закачки, низкая эффективность вследствие того, что выпадение осадка связано с рН среды.
Наиболее близким к предложенному по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных залежей путем блокирования промытых зон закачкой водного раствора алюмосодержащего отхода процесса алкилирования бензола олефинами с последующим нагнетанием вытесняющего агента, причем концентрация алюмосодержащего отхода составляет 1-30% (Патент РФ №2042031, Е21В 43/22, 33/138, 1995 г.).
Недостатком известного способа является его низкая технологическая эффективность, связанная с тем, что при высоких концентрациях отхода снижается глубина его проникновения из-за высокой реакционной способности, а при низких концентрациях снижается прочность образующегося осадка/геля.
Основой настоящего изобретения является задача создания способа разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, позволяющего повысить эффективность вытеснения нефти за счет образования водоизолирующего экрана в водонасщенной (промытой) зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, включающем закачку в пласт водного раствора гидроксохлористого алюминия отхода производства алкилирования бензола олефинами, с последующим нагнетанием вытесняющего агента, в 15-30%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия отхода производства алкилирования бензола олефинами вводят оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,025-0,1%.
Гидроксохлористый алюминий (ГХА) отход производства алкилирования бензола олефинами берут по ТУ 38.302163-94 или по ТУ 2152-005-47773778-2002, оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФК) по ТУ 2439-363-05763441-2002.
Смесь водного раствора гидроксохлористого алюминия и оксиэтилидендифосфоновой кислоты готовят в заводских условиях, либо непосредственно на скважине перед употреблением путем введения расчетного количества оксиэтилидендифосфоновой кислоты в водный раствор гидроксохлористого алюминия.
Для определения эффективности заявляемого способа со способом по прототипу проводят эксперимент на моделях пласта длиной 1 м и диаметром 0,033 м различной проницаемости и с содержанием карбоната 10%. Насыщение моделей проводят пресной или минерализованной водой концентрацией солей 130 г/л.
Эффективность оценивают по глубине проникновения реагента и приросту коэффициента нефтеотдачи.
Глубину проникновения реагента определяют по образовавшемуся гелеобразному осадку в разобранной модели после проведения эксперимента.
Пример 1. В модель пласта, насыщенную пресной водой, закачивают водный раствор, содержащий 15% ГХА и 0,025% ОЭДФК, в количестве 0,1 порового объема (п.о.). Дальше закачивают вытесняющий агент, например воду. Глубина проникновения в высокопроницаемом пропластке составляет 41,6%, а низкопроницаемом - 29,3, прирост коэффициента нефтеотдачи увеличивается на 9,1%.
Примеры 2-7. Эксперимент проводят аналогично примеру 1, изменяя концентрацию реагентов в смеси.
Пример 5. В модель пласта, насыщенную минерализованной водой концентрацией солей 130 г/л, закачивают 25%-ный водный раствор ГХА, содержащий 0,025% ОЭДФК, в количестве 0,1 п.о. Затем закачивают вытесняющий агент, например ту же минерализованную воду. Глубина проникновения в высокопроницаемом и низкопроницаемом пропластках 38,7%, 25,5% соответственно, прирост коэффициента нефтеотдачи - 19,0%.
Примеры 6-7. Эксперимент проводят аналогично примеру 5, изменяя соотношение компонентов в закачиваемом реагенте.
Примеры 8-10 проводят по указанному прототипу.
Данные эксперимента представлены в таблице.
Данный способ с использованием компонентов в заявленных количествах позволяет повысить эффективность вытеснения нефти за счет образования водоизолирующего экрана в водонасыщенной (промытой) зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины и получения максимально возможного объема геля в количестве, необходимом для заполнения осадком проницаемых участков пласта.
Как видно из данных, приведенных в таблице, по заявляемому способу глубина проникновения возрастает на 25-30% для высокопроницаемых пропластков и на 20-23,1% для низкопроницаемых, а прирост коэффициента нефтеотдачи увеличивается на 5-7% по сравнению с данными по прототипу. Приводим пример осуществления способа на промысле. Обработку нефтяного коллектора осуществляют следующим образом. На устье скважины доставляют расчетное количество реагента. Из емкости готовый состав с помощью насосного агрегата закачивают в скважину и продавливают в пласт водой в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб и плюс 10 м3.
Закачку состава осуществляют до тех пор, пока в скважину не будет закачен расчетный объем, который зависит от конкретных геолого-физических условий и решаемых задач и в среднем составляет 10 м3-25 м3 состава на 1 метр эффективной перфорации. По окончании продавки реагента скважина оставляется на структурирование на 24-72 ч.
Примером конкретного выполнения способа является обработка пласта скважин Игринского НГДУ ОАО «Удмуртнефть» с целью выравнивания профиля приемистости. Эксплуатируемый горизонт составляют Башкирские отложения, представленные в основном нефтесодержащими карбонатными породами. Коллекторские свойства характеризуются следующими параметрами: суммарно-перфорированная толщина пластов - 18 м, пористость - 16,5-24,5%, проницаемость - 0,62-0,8 мкм2. Базовые показатели эксплуатации скважины перед проведением водоизоляционных работ следующие: приемистость по жидкости 88,4 т/сут, дебит по нефти реагирующих добывающих скважин 4,6 т/сут, средняя обводненность продукции по участку 94,7%.
Работы проведены следующим образом.
Пример 1. В нагнетательную скважину №308 Сундур-Нязинского месторождения закачивают 59 тонн 22%-ного водного раствора гидроксохлористого алюминия, содержащего 25 л ОЭДФК, при давлении 30 атм и продавливают в пласт 14 см3 воды (Р=30 атм). Оставляют на 24 ч для гелеобразования. Успешность проведения технологического процесса подтверждена снижением приемистости скважины с 720 м3 в сутки при 0 атм до 576 м3 в сутки при 12 атм.
Пример 2. В нагнетательную скважину №402 закачивают 60 тонн 25%-ного водного раствора гидроксохлористого алюминия с 0,04% ОЭДФК при давлении 80 атм. Затем продавливают в пласт 14 м3 воды (Р=100-110 атм) и останавливают скважину для гелеобразования на 36 ч.
В результате проведенных работ получено снижение обводненности добываемой продукции по участку воздействия до 45,6%. Дополнительная добыча нефти за 6 месяцев составила около 3000 т, при продолжающемся технологическом эффекте.
Таблица | ||||||||
№ примера | Концентрация реагентов, % | Проницаемость пласта, мкм2 | Объем оторочек, п.о. | Глубина проникновения, % | Коэффициент нефтеотдачи пласта по воде, % | Коэффициент нефтеотдачи пласта после обработки, % | Прирост коэффициента нефтеотдачи, % | |
ГХА | ОЭДФК | |||||||
1 | 15 | 0,025 | 3,61 0,24 | 0,1 | 41,6 29,3 | 38,8 | 47,9 | 9,1 |
2 | 15 | 0,1 | 3,68 0,21 | 0,1 | 42,4 28,7 | 40,5 | 50,3 | 9,8 |
3 | 25 | 0,07 | 3,47 0,25 | 0,1 | 39,5 26,6 | 41,2 | 61,6 | 20,4 |
4 | 25 | 0,1 | 3,51 0,23 | 0,1 | 40,0 27,1 | 39,4 | 59,9 | 20,5 |
5 | 25 | 0,025 | 3,56 0,27 | 0,1 | 38,7 25,5 | 39,7 | 58,7 | 19,0 |
6 | 30 | 0,025 | 3,54 0,26 | 0,1 | 36,8 23,3 | 40,8 | 63,2 | 22,4 |
7 | 30 | 0,1 | 3,60 0,28 | 0,1 | 37,0 24,1 | 41,5 | 64,2 | 22,7 |
По прототипу | ||||||||
8 | 15 | - | 3,59 0,26 | 0,1 | 13,6 6,1 | 41,7 | 46,3 | 4,6 |
9 | 25 | - | 3,44 0,28 | 0,1 | 13 5,6 | 40,3 | 53,4 | 13,1 |
10 | 30 | - | 3,88 0,23 | 0,1 | 12,1 4,0 | 39,9 | 55,3 | 15,4 |
Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, включающий закачку в пласт водного раствора гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами с последующим нагнетанием вытесняющего агента, отличающийся тем, что в 15-30%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами вводят оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,025-0,1%.