применение нефтебитумного продукта в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта и способ обработки нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Применение нефтебитумного продукта, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами - парогазовый, паротепловой, внутрипластовое горение, закачка химреагентов, в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта.

2. Способ обработки нефтяного пласта, включающий заводнение скважин и закачку в пласт битумсодержащего реагента, отличающийся тем, что в качестве битумсодержащего реагента используют нефтебитумный продукт или раствор его с химическими реагентами - поверхностно-активными веществами, или полимерами, или углеводородными растворителями.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что закачку нефтебитумного продукта и химических реагентов производят одновременно или последовательно.

4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что при использовании химических реагентов в виде тонкоизмельченных материалов раствор их с нефтебитумным продуктом подвергают механо-химической активации.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи пластов и к способам разработки нефтяных месторождений с его применением.

Известен реагент для повышения нефтеотдачи пластов, в качестве которого используют сульфатные стоки - отход процесса омыления производства синтетических жирных кислот (см. патент РФ N 2042877, E 21 B 43/22, публ. 1995 г.).

Основной недостаток известного реагента в том, что он малоэффективен в условиях неоднородных коллекторов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений из-за высокого соотношения подвижностей закачиваемого реагента и вытесняемой нефти, не обеспечивающего удовлетворительной нефтеотдачи пластов.

Известен состав для повышения нефтеотдачи, содержащий смесь ПАВ, углеводородов, электролита (раствор соли аммония) и воду (см. патент Великобритании N 1520564. Н.кл. E 00 1 F, опубл. 1978 г.).

Основным недостатком состава является низкая эффективность на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, обусловленная низкой стабильностью получаемых эмульсий из-за разбавления.

Известны способы разработки нефтяных залежей путем закачки в пласт водной суспензии дисперсных частиц (см. патент РФ N 2043494, публ. 1988 г.).

Однако при закачке данных агентов происходит закупорка как высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта, так и низкопроницаемых пропластков, содержащих подвижную нефть.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, периодическую закачку через нагнетательные скважины воды и нефти и постоянный отбор нефти до начала обводнения добывающих скважин с последующим периодическим отбором нефти через добывающие скважины только в периоды закачки нефти через нагнетательные скважины (см. патент СССР N 1828494, публ. 1993 г.).

Недостатками способа являются его сложность, необходимость использования чистой нефти. Способ неэффективен из-за низкой эмульгирующей способности закачиваемой нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем извлечения нефти через добывающие скважины и периодической закачки оторочек добываемой нефти и воды через нагнетательные скважины, при этом объем закачиваемой нефти составляет 0,05-0,2 от объема закачиваемой воды (см. патент N 1195717, E 21 B 43/22, публ. 1994 г.).

Известный способ недостаточно эффективен в обводненных неоднородных по проницаемости пластах, вследствие того, что добываемая нефть, закачиваемая в пласт имеет меньшую вязкость, чем остаточная, обладает низкой эмульгирующей способностью и не создает достаточного (эффективного) сопротивления течению воды в пористой среде.

Прототипом изобретения является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, заводнение закачку в пласт битумсодержащего реагента, представляющего собой высокомолекулярные органические соединения, включающие термопластические полимеры из группы полиолефинов и высокомолекулярные нефтяные битумы (см. Комиссаров А. И. и др. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. - М.: "Нефтяное хозяйство", 1985, N 6, с. 55). Недостатком известного способа является то, что используемые при этом составы приемлемы только для пластов с высокой температурой 190-170^oC и представленных трещиноватыми коллекторами.

Изобретение направлено на создание реагента для повышения нефтеотдачи пласта, обладающего свойствами изменять фильтрационные характеристики.

Изобретение направлено на повышение нефтеотдачи неоднородных обводнившихся пластов при разработке нефтяных месторождений с использованием данного реагента.

Результат достигается применением продукта, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами (парогаз, паротепловой, внутрипластовое горение, закачка специальных химреагентов) в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта.

Результат достигается также тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, заводнение, закачку в паст битумсодержащего реагента, при этом в качестве битумсодержащего реагента используют нефтебитумный продукт или растворы нефтебитумного продукта совместно с химреагентами, например с поверхностно-активными веществами, полимерами, углеводородными растворителями и другими.

Результат достигается также тем, что закачку нефтебитумного продукта и химреагентов производят последовательно или одновременно.

Кроме того, результат достигается тем, что перед закачкой в нефтебитумный продукт вводят тонкоизмельченные материалы (минеральные порошки (например, ИПВ по ТУ-21. РСФСР-555-79 с извещ. N 1 и 2), атактический пропилен, мел, сажу, капрон, эпоксидную смолу, пластмассу, резину, серу и др.) и подвергают механо-химической активации.

Нефтебитумный продукт образуется в условиях интенсивного перемешивания в пласте при высоких температурах и флуктуациях давления и представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность. Нефтебитумный продукт находится в коллоидно-дисперсном состоянии, образуя мицеллярные растворы. Дисперсионной средой являются мальтены, диспергированной - смолисто-асфальтеновые вещества. Смолистые фракции, играя роль ПАВ, образуют в агрегате сольватный слой. В ядре мицеллы находятся парамагнитные молекулы, обладающие наибольшей силой взаимодействия.

Поверхностно-активные центры нефтебитумного продукта образованы ванадий-порфиринами, кислородсодержащими (эфирные, карбоксильные, карбонильные, гидроксильные), азотсодержащими (нитро-, амино-, амило-, имидо-), серусодержащими (сульфидные, тиольные, сульфонатные) и др. группами.

В настоящее время нефтебитумный продукт применяют для приготовления асфальтобетонных смесей, применяемых в строительстве, и для производства смазочных веществ (см. Муслимов Р.Х. и др. Мониторинг природной среды при разработке битумных залежей. Казань, изд. "Мониторинг", 1995, с. 67-93).

Закачка нефтебитумного продута в обводненный пласт повышает эффективность вытеснения нефти за счет нескольких факторов:

при взаимодействии с водой нефтебитумный продукт образует стойкую эмульсию. Повышение стойкости эмульсии обусловлено нативными физико-химическими свойствами нефтебитумного продукта, которые изменяются в широких пределах от 1 до 104 ПАс, плотность от 945 до 1080 кг/м³, содержание смол доходит до 57,3%, асфальтобетонов до 75%, серы до 5,7%, - почти отсутствуют легкие фракции, выкипающие до 200^oC (1-4%);

тяжелые фракции нефтебитумного продукта склонны к образованию дисперсных систем (0,78-1,56 мкм); асфальтены нефтебитумного продукта - организованные двумерные слоистые системы, ассоциирующиеся в 5-6 слойные кристаллоподобные структуры с несовершенной гексагонально-плоскостной упаковкой атомов углерода;

мицеллы, вследствие своей полярности и размеров соизмеримых с размерами поровых каналов являются оптимальным нефтевытесняющим агентом.

В качестве сореагентов, кроме перечисленных выше, используют порошкообразный полиакриламид (ТУ 6-16-2532-810); лигносульфанат (ТУ 61-04-225-79); углеводородные растворители (например отработанный абсорбент (ОА) ТУ 38-102-349-76), изопропанол (ГОСТ 9805-76); ПАВ (АФ9-12 ТУ 38-103625-87, ОП-10 ГОСТ 8433-81, нефтяные сульфонаты натрия ТУ 38-40816-78); алюмохлорид (ТУ 38-302163-89) и др. Совместное использование реагентов повышает фильтрационные и нефтевытесняющие свойства природных битумов в пористой среде.

При взаимодействии с тонкоизмельченными материалами нефтебитумный продукт образует прочные изолирующие составы. Парамагнетизм нефтебитумного продукта, модифицированного различными наполнителями: минеральными порошками, атактическим пропиленом, капроном, эпоксидной смолой, пластмассой, резинами, сажей, серой не имеет больших различий по интенсивности, что указывает на идентичность структуры этих веществ и на принципиально одинаковый механизм упругости этих материалов при эксплуатации. Наиболее интересны спектры нефтебитумного продукта с мелом, сажей, серой, резинами. Кроме анизотропии g-фактора, наблюдается сверхтонкая структура как от примесей микроэлементов, так и от особенностей спектра резины, серы, и т.д.; при адсорбции смолисто-асфальтеновых компонентов изменяется смачиваемость породы, а следовательно, и условия нефтевытеснения.

Одновременно растворы реагентов, закачиваемых вместе с нефтебитумным продуктом повышают стабильность природных битумов в пористой среде и позволяют проводить глубокую обработку пласта.

Способ осуществляется следующим образом.

В обводненный пласт посредством насосного агрегата закачивают нефтебитумный продукт или химреагенты, в качестве которых используют поверхностно-активные вещества, полимеры: или лигносульфанаты и дополнительно нефтебитумный продукт, последовательно или одновременно. В случае трещиновато-поровых коллекторов перед закачкой в раствор нефтебитумного продукта вводят тонкоизмельченные материалы и подвергают механо-химической активации (перемешиванию) в дезинтеграторных установках и закачивают в пласт: в нагнетательные скважины чередующимися оторочками по 1-50 м³, в добывающие - раствор реагента объемом 5-100 м³. Нефтебитумный продукт добывают тепловыми (ПТП и ВПГ), шахтными или любыми другими методами их извлечения. Максимальная концентрация тонкоизмельченных материалов определяется удерживающей способностью дисперсионной среды. Закачку растворов химреагентов в нагнетательные скважины на участке с различной обводненностью добывающих скважин целесообразно вести при выключенных добывающих скважинах, с обводненностью ниже средней по участку. При высокой обводненности обработку нагнетательных и добывающих скважин осуществляют одновременно. После закачки химреагентов в добывающие скважины, их выдерживают в течение 6-8 часов и пускают в эксплуатацию.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный реагент для повышения нефтеотдачи пласта, обладающий комплексным механизмом воздействия и способы разработки нефтяных месторождений с его применением.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием выше указанных свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры по определению эффективности реагента и способов разработки нефтяных месторождений с его применением.

Пример 1.

Эффективность применения нефтебитумного продукта (НБП) при разработке нефтяных месторождений определяли в лабораторных условиях путем контроля изменения водо- и нефтепроницаемости искусственных моделей из кварцевого песка различной проницаемости. Результаты опытов сведены в табл. 1.

В опытах 1-6 образцы насыщались водой и определялась их водопроницаемость, в опытах 7-8 образцы насыщались нефтью и определялась их нефтепроницаемость. В подготовленные таким образом образцы закачивался раствор химреагента в объеме 0,01-0,1% от объема пор, предполагаемой зоны воздействия (V_пор).

Как следует из табл. 1, водопроницаемость в опытах 1-6 снижается в 21-50,3 раза, а нефтепроницаемость в опытах 7-8 увеличивается в 1,2-4,5 раза, что свидетельствует об избирательном воздействии природных битумов на различные участки разрабатываемых объектов, приводящим к улучшению условий нефтевытеснения из менее проницаемых, застойных зон, содержащих подвижную нефть.

Пример 2.

Эффективность способа разработки в условиях неоднородных по проницаемости пластов определяли по приросту коэффициента нефтевытеснения. На линейных гидродинамически связанных моделях нефтяного пласта различной проницаемости, подключенных к одному напорному контейнеру. На выходе моделей поддерживали давление, обеспечивающее в наиболее проницаемом прослое скорость фильтрации на уровне реальной пластовой (не более 1 м/сут). Использовали модели длиной 1,16-1,20 м, площадью поперечного сечения 1,00-1,3510^-4 м², пористостью 0,23-0,47%, заполненные дезинтегрированным керном реальных месторождений. Нефть, находящуюся в моделях, вытесняли водой нефтяных месторождений до достижения полной обводненности (до 99%) отбираемой продукции. Затем в парные модели вводили раствор оксиэтилированного алкилфенола со степенью оксиалкилирования 12-АФ₉-12, или полиакриламида или лигносульфоната и природных битумов. Закачку растворов производили одновременно или чередующимися оторочками до выравнивания проводимости разнопроницаемых зон. Далее возобновляли закачку воды. Определяли прирост коэффициента нефтевытеснения, как разность между конечным коэффициентом вытеснения нефти при использовании заявляемого способа и коэффициентом вытеснения водой до достижения 99%-ной обводненности добываемой нефти.

Результаты исследований приведены в табл. 2.

По данным табл. 2 видно, что использование НБП или составов на его основе в качестве битумосодержащего реагента при разработке нефтяных месторождений позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи (на 8,8-10,35%) по сравнению с известным способом.

Заявленное изобретение по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

способствует увеличению охвата пласта воздействием;

повышает коэффициент нефтеотдачи;

основан на природных, экологически безопасных, недорогих материалах.