способ разработки нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий заводнение, отбор нефти через добывающие скважины, последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт алюмохлорида - отхода производства алкилирования бензола олефинами, буферной жидкости, водного щелочного раствора, отличающийся тем, что используют алюмохлорид с добавкой 0,05-10% поверхностно-активного вещества ПАВ, водный щелочной раствор с добавкой 0,05-10% ПАВ, в качестве буферной жидкости - 0,05-10%-ный водный раствор ПАВ.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водного щелочного раствора с указанной добавкой используют щелочной сток производства капролактама ЩСПК модифицированный.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве алюмохлорида с указанной добавкой используют алюмохлорид активированный.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи неоднородных коллекторов нефтяных месторождений за счет повышения охвата пластов воздействием и увеличения коэффициента вытеснения нефти, и может применяться в высокотемпературных пластах, а также в пластах с вязкими и высоковязкими нефтями.

Известен способ изоляции проницаемого пласта путем последовательной закачки в пласт алюмохлорида - отхода производства алкилирования бензола пропиленом и жидкого стекла (патент РФ №1804548, МКИ Е21В 33/13, 1993 г.). Недостатком известного способа является недостаточный объем образующегося осадка.

Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт растворов полиакриламида и соли алюминия, а между ними закачки оторочки пресной воды (патент РФ №2086757, МКИ Е21В 43/22, 1997 г.). Недостатком известного способа является низкая эффективность способа вследствие низкой глубины проникновения в пласт.

Известен способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, включающий закачку в пласт смесь растворов хлористого алюминия и тринатрийфосфата с последующим продавливанием в пласт раствором поверхностно-активного вещества (патент РФ 2094599, МКИ 6 Е21В 43/20, 1996 г.). Недостатком данного способа является низкая глубина проникновения образующегося осадка в пласт и сложность осуществления технологического процесса.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора соли многовалентного металла с последующим нагнетанием водного раствора щелочного стока производства капролактама. При этом повышается эффективность вытеснения нефти (патент РФ №2039224, МКИ 6 Е21В 43/22, 33/138, 1992 г.). Недостатком данного способа является низкие нефтеотмывающие свойства.

Задачей изобретения является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности обработки высокопроницаемых зон пласта путем снижения их проницаемости и доотмыва остаточной нефти закачкой через добывающие и нагнетательные скважины реагентов, способных образовать гелеобразную массу непосредственно в пластовых условиях с высокими структурно-механическими и нефтеотмывающими свойствами.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем заводнение, отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт водного раствора щелочи и водного раствора соли многовалентного металла, согласно изобретению в водный раствор соли многовалентного металла и в щелочной раствор и в буферную воду дополнительно вводят ПАВ, при этом в качестве щелочи с добавкой ПАВ используют щелочной сток производства капролактама модифицированный - ЩСПК-М, а в качестве соли многовалентного металла с добавкой ПАВ используют алюмохлорид активированный.

Признаками изобретения являются:

1. отбор нефти через добывающие скважины.

2. закачка через нагнетательные скважины рабочего агента.

3. закачка через нагнетательные скважины последовательно чередующихся водных растворов солей многовалентного металла и щелочного агента.

4. закачка ПАВ совместно с солью многовалентного металла и (или) щелочным реагентом.

5. закачка ПАВ в виде отдельной оторочки между циклами закачивания водного раствора соли многовалентного металла и щелочного агента или (и) после них.

6. использование в качестве водного раствора соли многовалентного металла с добавкой ПАВ алюмохлорида активированного.

7. использование в качестве щелочного агента с добавкой ПАВ - щелочного стока производства капролактама модифицированного.

Признаки 1-3 являются сходными с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи рабочий агент (пресная или минерализованная вода), закачиваемый через нагнетательные скважины, вытесняет нефть в основном из высокопроницаемых зон залежи. Для закупоривания высокопроницаемых зон и направления рабочего агента в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны через нагнетательные скважины закачивают последовательно чередующиеся оторочки водных растворов солей многовалентного металла и щелочного агента. Однако эффективность изоляции и степень отмыва нефти при этом, а следовательно, и выработка пласта оказывается невысокой. В изобретении решается задача повышения эффективности вытеснения нефти не только за счет увеличения охвата пласта воздействием, но и увеличения коэффициента вытеснения нефти (увеличения степени отмыва нефти) и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи.

Согласно предложенному способу при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Периодически для эффективного воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные или добывающие скважины закачивают последовательно чередующиеся водные растворы солей многовалентного металла и щелочного агента. ПАВ добавляют в закачиваемые реагенты и закачивают в виде отдельной оторочки между закачиваемьми реагентами или после. При этом ПАВ способствует более лучшему проникновению реагентов в пласт, что позволяет проводить закачку реагентов и в низкопроницаемые пласты. В пластовых условиях образуется гелеобразный осадок, который закрепляется на поверхности пор и создает фактор остаточного сопротивления для воды в наиболее проницаемых зонах нефтяного пласта. При этом ПАВ способствует не только доотмыву остаточной нефти за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть - вытесняющий агент», но и созданию более устойчивой структуры образующегося осадка.

Рабочие концентрации реагентов и их объемы варьируют в зависимости от приемистости скважины и толщины обрабатываемого пласта. Изменяя объемы закачиваемых реагентов и буферной воды между ними, можно регулировать место образования гелеобразного осадка в высокопроницаемой зоне нефтяного пласта.

При закачке реагентов через нагнетательные скважины увеличивается охват пласта воздействием за счет перераспределения фильтрационных потоков в низкопроницаемые пропластки нефтяного пласта, кроме этого повышается коэффициента вытеснения нефти. При закачке реагентов в добывающие скважины образующийся гелеобразный осадок способствует изоляции воды и снижению обводненности продукции.

Для решения поставленной задачи в качестве водного раствора соли многовалентного металла используют соли алюминия (сульфат алюминия, хлорид алюминия и др.), кальция, магния, железа, алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами (алюмохлорид) и другие алюмосодержащие водные растворы, Алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами берут по ТУ 38.302163-89.

В качестве алюмосодержащего водного раствора с добавкой ПАВ берут алюмохлорид активированный по ТУ 2458-002-42129794-2001 (алюмохлорид-А), получаемый на основе отхода производства алкилбензола - алюмохлорида и активирующих добавок (ПАВ).

Алюмохлорид активированный - жидкость светло-желтого или серого цвета, с зеленоватым оттенком, допустимо наличие мутного осадка. Согласно ТУ 2458-002-42129794-2001 алюмохлорид активированный имеет следующие показатели качества:

Концентрация основного вещества (в пересчете на Al³⁺), г/дм ³ - 35,0-65,0

Концентрация органических примесей, г/дм³, не более - 0,5

Концентрация взвешенных частиц, г/дм³, не более - 0,5

Показатель активности водородных ионов - рН раствора - 0,8-4,0

Содержание активирующих добавок, мас.%, не более - 2,0.

В качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия, карбоната натрия, щелочной сток производства капролактама по ТУ 113-03-488-84 и ТУ 113-03-05761695-31-97.

В качестве щелочного раствора с добавкой ПАВ берут щелочной сток производства капролактама - модифицированный (ЩСПК-М) по ТУ 2432-001-42129794-2001.

ЩСПК-М получают на основе отходов производства капролактама и модифицирующих добавок, представляет собой жидкость от светло- до темно-коричневого цвета, непрозрачная, допустимо наличие осадка.

Согласно ТУ 2432-001-42129794-2001 ЩСПК-М имеет:

Плотность при 20°С, г/см³, не менее - 1,0

Массовая доля сухого вещества, мас.% - 12,0-45,0

Массовая доля натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат натрия), мас.% - 9,0-30,0

рН раствора - 8,0-13,0

Содержание модифицирующих добавок, мас.%, не более - 2,0

В качестве ПАВ используют водорастворимые ионогенные и неионогенные ПАВ по ТУ 2483-077-05766801-98 «Неонолы» (АФ₉ -4, АФ₉-6, АФ₉-9, АФ₉-10, АФБ-10, АФ₉ -12, АФБ-12), ТУ 38.40196-93 «Присадка моющая для автобензинов «Неолин-2», ТУ 2226-010-10488057-94 с изм.1-9 «Лапрамол 294» и др.

При взаимодействии солей многовалентного металла с щелочньми агентами с добавками ПАВ происходит образование малорастворимого осадка (гидроокись алюминия, адипинат алюминия, гидрооксид меди, гидрооксид железа и другие соединения в зависимости от исходных веществ), который закрепляется на поверхности пор, а содержащийся ПАВ снижает межфазное натяжение на границе «нефть-вытесняющий агент» и способствует отмыву нефти.

В таблице 1 приведены результаты лабораторных исследований, из которой видно, что межфазное натяжение растворов солей многовалентного металла с добавками ПАВ, щелочных агентов с добавками ПАВ, алюмохлорида активированного и щелочного стока производства капролактама модифицированного по сравнению с реагентами без добавки ПАВ ниже на 28-99%.

Таблица 1
Способ	Наименование реагента	Межфазное натяжение , мН/м	Снижение по сравнению с прототипом, %
По известному	Алюмохлорид	35,2
По предлагаемому	Алюмохлорид +0.01% АФ 9-12	14,2	60
	Алюмохлорид +0,05 АФ9 -12	0,5	99
	Алюмохлорид-А	15,1	57
	Алюмохлорид + 0,1% Неолин-2	5,6	84
	Алюмохлорид +0,1% Лапрамол	8,9	75
По известному	Водный раствор сульфата алюминия	34,8
По предлагаемому	Водный раствор сульфата алюминия +0,05% Неолин-2	8,3	76
По известному	ЩСПК	12,9
По предлагаемому	ЩСПК +0,1% АФ9-12	0,8	94
	ЩСПК +0,1% Неолин-2	3,4	74
	Водный раствор тринатрийфосфата +0,05% АФ9-12	0,5	96
	ЩСПК-М	9,3	28
	Водный раствор карбоната натрия +0,1% АФ9-9	2,4	81

Способ осуществляется следующим образом.

Через нагнетательные и (или) добывающие скважины закачивают последовательно чередующиеся оторочки водного раствора соли многовалентного металла и щелочного агента с концентрацией от 5% до максимально возможной (максимальная концентрация ограничивается растворимостью вещества в воде) с буферным объемом воды между ними во избежание их преждевременного реагирования. Так проводят 2-10 циклов в любой последовательности закачки реагентов. В водные растворы соли многовалентного металла и щелочной агент добавляется или предварительно растворяется перед закачиванием 0,05...10% ПАВ. В алюмохлорид-А и ЩСПК-М дополнительно ПАВ не добавляется, так как эти реагенты уже содержат ПАВ. ПАВ также можно закачать в виде отдельной оторочки между циклами закачки водных растворов соли многовалентного металла и щелочного агента и (или) после циклов закачки реагентов. Далее оставляют скважину на реагирование на 1-3 суток, затем пускают в работу в том же режиме, что и до обработки.

Примеры конкретного выполнения способа.

Способ реализуют в лабораторных условиях на моделях нефтяного пласта. Модель пласта представляет собой 2 металлические трубки диаметром 33 мм, длиной 1 м, заполненные песком с различной проницаемостью. После вакуумирования модели пласта насыщают пластовой водой, которую затем замещают нефтью. Проводят вытеснение нефти водой до 100% обводнения высокопроницаемого пропластка и постоянного перепада давления. При этом по высокопроницаемому пропластку достигается конечный коэффициент вытеснения нефти водой, а по низкопроницаемому пропластку коэффициент вытеснения нефти имеет промежуточное значение в зависимости от проницаемости пористой среды. Затем закачивают оторочки реагентов, после чего проводят дальнейший доотмыв нефти водой.

Пример 1. По известному способу закачивают оторочки алюмохлорида и щелочной сток производства капролактама. Остаточный фактор сопротивления составил 1,96, прирост коэффициента нефтеотдачи - 7,2%, увеличение коэффициента вытеснения - 0,5% (таблица 2, опыт 1).

Пример 2. По предлагаемому способу закачивают алюмохлорид с добавкой ПАВ АФ_9-12 и ЩСПК с буферным объемом воды между ними. Остаточный фактор сопротивления составил 2,10, что выше по сравнению с известным способом на 7%. Прирост коэффициента нефтеотдачи составил 10,3%, что выше по сравнению с известным способом на 3,1%. Прирост коэффициента вытеснения высокопроницаемого пропластка (что характеризует способность реагентов к отмыву пленочной нефти) составил 3,5%, что выше по сравнению с известным способом на 3,0% (таблица 2, опыт 2).

Пример 3. По предлагаемому способу закачивают оторочки алюмохлорида с добавкой АФ₉-12, водный раствор АФ ₉-12 и ЩСПК с буферным объемом воды между ними. Остаточный фактор сопротивления составил 2,13, что выше по сравнению с прототипом на 9%. Прирост коэффициента нефтеотдачи составил 10,8%, что выше по сравнению с известным способом на 3,6%. Прирост коэффициента вытеснения высокопроницаемого пропластка составил 4,0%, что выше по сравнению с известным способом на 3,5% (таблица 2, опыт 3).

Пример 4. По предлагаемому способу закачивают алюмохлорид активированный, буферную жидкость - 0,05%-ный водный раствор ПАВ, и ЩСПК-М. Остаточный фактор сопротивления составил 2,05, что выше по сравнению с известным способом на 5%. Прирост коэффициента нефтеотдачи составил 13,4%, что выше по сравнению с известным способом на 6,2%. Прирост коэффициента вытеснения высокопроницаемого пропластка составил 7,4%, что выше по сравнению с известным способом на 6,98% (таблица 2, опыт 11).

Пример 5. По предлагаемому способу закачивают алюмохлорид активированный, буферную жидкость - 0,1%-ный водный раствор ПАВ, силикат натрия с 0,05% ПАВ. Остаточный фактор сопротивления составил 2,60, что выше по сравнению с известным способом на 33%. Прирост коэффициента нефтеотдачи составил 14,7%, что выше по сравнению с известным способом на 7,5%. Прирост коэффициента вытеснения высокопроницаемого пропластка составил 4,0%, что выше по сравнению с известным способом на 3,5% (таблица 2, опыт 15).

Данные таблицы 2 показывают, что при закачивании водного раствора соли многовалентного металла и щелочного агента, в один из которых или в оба реагента добавляют ПАВ, а также без и с дополнительным закачиванием раствора ПАВ в виде отдельной оторочки, позволяет повысить остаточный фактор сопротивления по сравнению с известным способом на 5-33%, прирост коэффициента нефтеотдачи - на 0,9-7,5%, прирост коэффициента вытеснения нефти - на 2,6-8,5%.

Как видно из таблицы 2, наилучшие результаты по нефтеотдаче получены при использовании алюмохлорида с добавкой ПАВ, буферной жидкости - водного раствора ПАВ, водного щелочного раствора с добавкой ПАВ (добавка ПАВ 0,05-10 мас.%).

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность способа, увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.