способ разработки нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку водного раствора загустителя, отличающийся тем, что в качестве загустителя используют раствор крахмала в минерализованной воде с содержанием солей до 300 г/л.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с использованием загущающих агентов.

Известен способ вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости пластов, включающий закачку в пласт состава на основе поверхностно-активного вещества (ПАВ), углеводорода и воды [1]. Однако осуществление этого способа требует использования дорогого реагента - анионного ПАВ, многокомпонентность состава также усложняет способ. Кроме того, анионные ПАВ неустойчивы в соленых водах.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного пласта с использованием загустителя - полиакриламида (ПАА) [2]. Являясь высокомолекулярным загустителем, будучи растворенным в воде, ПАА загущает воду. Водный раствор ПАА эффективно вытесняет нефть по сравнению с чистой водой.

Недостатком способа является неустойчивость полиакриламида к солям, содержащимся в пластовой воде, что резко снижает эффективность способа. С учетом того, что в последнее время для закачки в пласт используют в основном сточную воду с содержанием солей 100 г/л, применение ПАА в качестве загустителя является проблематичным.

Кроме того, полиакрималид производится за рубежом, а потому дефицитен и дорог (стоимость 1 т ПАА - 3000 долл.), что значительно уменьшает объемы внедрения.

Целью изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородного нефтяного пласта за счет увеличения устойчивости загустителя к воздействию солей, а также расширение масштаба внедрения способа.

Цель достигается описываемым способом разработки нефтяного пласта, включающим закачку водного раствора загустителя.

Новым в способе является то, что в качестве загустителя используют раствор крахмала в минерализованной воде с содержанием солей до 300 г/л.

Лабораторные испытания показали, что вязкость растворов крахмала в минерализованной воде больше, чем в пресной, при этом с увеличением минерализации до 300 г/л вязкость растворов крахмала увеличивается в 2-3 раза. Это свойство крахмала как загустителя позволяет увеличить эффективность его использования по сравнению с прототипом при разработке неоднородных нефтяных пластов, в которые закачивают минерализованную воду.

Кроме того, поскольку крахмал является воспроизводимым натуральным продуктом, вырабатываемым в стране в большом количестве (до 200 млн.т в год), обеспечивается широкий масштаб внедрения его как загустителя.

Следует также отметить большую продолжительность приготовления раствора ПАА (прототип) в минерализованной воде (до 6 ч), в то время как продолжительность приготовления раствора крахмала составляет 0,5 ч для модифицированного (растворимого в воде крахмала) либо определяется только временем доведения до кипения раствора (для нерастворимого в воде крахмала).

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом. На участке нефтяного пласта, разбуренного как минимум одной нагнетательной и одной добывающей скважинами и разрабатываемого закачкой сточных вод, проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований.

Исходя из минерализации закачиваемой сточной воды подбирают эмпирически концентрацию крахмала в этой воде, чтобы вязкость раствора крахмала была сопоставима с вязкостью 0,1 - 0,05%-ных растворов ПАА в пресной воде (прототип) как общепринятых при закачке этого загустителя, т.е. равной 4-7 мПас. При этом исходят из зависимости вязкости растворов крахмала от минерализации воды, полученной в лабораторных условиях (см. чертеж). Так, если минерализация воды равна 90 г/л, то следует приготовить 1%-ный раствор крахмала; при минерализации 150 г/л концентрация крахмала выбирается в промежутке от 0,5 до 1,0%. Лаборант готовит на закачиваемой воды с данным сортом крахмала 1-2 раствора концентрацией 0,6-0,7%, замеряет их вязкость и выбирает тот, у которого вязкость находится в диапазоне 4-7 мПас. При минерализации 280 г/л концентрация раствора крахмала, соответствующая вязкости 4-7 мПас, будет равна 0,5%.

Таким образом, подбирают концентрацию раствора крахмала.

Объем раствора крахмала в соответствии с прототипом составляет 10-20% объема пор пласта. В один прием готовят столько раствора крахмала, сколько примет нагнетательная скважина за сутки, например, 300 м³. При этом, если используют модифицированный крахмал МК-1, то рассчитанное количество крахмала сразу растворяют в этом объеме холодной минерализованной воды. Если же в распоряжении имеются другие марки крахмала, не растворимые в воде, то сначала в небольшом количестве воды готовят суспензию крахмала и при перемешивании заливают ее кипящей водой до расчетного объема.

Готовый раствор крахмала закачивают в пласт. По окончании закачки всего расчетного объема крахмала подключают скважину к КНС, с которой минерализованная вода через нагнетательную скважину поступает в пласт. Вытесняемые флюиды извлекают через добывающую скважину.

Эффективность предлагаемого способа в сравнении с прототипом исследовали в лабораторных условиях. При этом были использованы следующие материалы:

полиакриламид (ПАА) марки DKS-ORPF-40;

крахмал - а) модифицированный МК-1, ТУ 18-РСФСР-91-72; в) кукурузный, ГОСТ 7697-82;

вода пресная водопроводная;

вода пластовая девонского горизонта хлоркальциевого типа плотностью 1,182 г/см³ с содержанием солей 280 г/л; воды промежуточной минерализации готовили разбавлением пластовой воды пресной;

нефть пластовая дегазированная вязкостью 11 мПас.

Обе марки крахмала представляют собой порошок. Обычный крахмал нерастворим в холодной воде. При нагревании водной суспензии крахмала до температуры кипения происходит сильное набухание зерен крахмала с увеличением их объема в сотни раз и повышение вязкости раствора. Этот процесс называется клейстеризацией.

Модифицированный крахмал представляет собой крахмал, предварительно обработанный 3% алюмокалиевых квасцов. Хорошо растворим в холодной воде, что позволяет вводить его в раствор в сухом виде без предварительной клейстеризации.

Как показали лабораторные испытания, раствор модифицированного крахмала имеет несколько более высокую термостойкость (до 130^oC), по остальным свойствам не отличается от обычного крахмала.

Изучение реологических свойств растворов крахмала и полиакриламида проводили с помощью стеклянного вискозиметра Пинкевича при температуре 200,2^oC.

В табл. 1 представлены результаты измерения вязкости растворов крахмала и ПАА в зависимости от минерализации воды.

Как видно из табл. 1, с ростом минерализации воды от 10 до 280 г/л вязкость растворов ПАА резко уменьшается, в то время как вязкость растворов крахмала в этом же диапазоне минерализации увеличивается в 2-3 раза.

Из табл. 1 также видно, что сопоставимыми по вязкости с 0,1-0,5%-ным раствором ПАА в пресной воде являются растворы крахмала 0,5-1,0%-ной концентрации на минерализованной воде. Следовательно, для закачки в пласт можно рекомендовать растворы крахмала концентрацией 0,5-1,0%. В каждом конкретном случае концентрацию крахмала следует подбирать в соответствии с минерализацией закачиваемой воды.

Оценка эффективности предлагаемого способа в сравнении с прототипом была произведена в лабораторных условиях на двухслойной линейной модели пласта с изолированными пропластками.

В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент нефтеотдачи первичного вытеснения нефти (K¹,%) и после закачки раствора загустителя (K¹,%). В качестве фильтрационного параметра - отношение коэффициента подвижности (мкм²/мПас) в высокопроницаемом и низкопроницаемом пропластке до (ОП¹) и после (ОП¹¹) вытеснения оторочкой загустителя.

Растворы ПАА и крахмал готовили в минерализованной воде с содержанием солей 100 г/л.

Полученные результаты представлены в табл.2.

Как видно из приведенных результатов, предлагаемый способ эффективнее известного: он позволяет изменить соотношение подвижностей с 8,2 до 2,3, т. е. в 3,5 раза, в то время как известный изменяет соотношение подвижностей с 7,5 до 5,4, т.е. в 1,4 раза. Как следствие увеличивается степень довытеснения нефти по предлагаемому способу на 9,1%, в то время как по известному лишь на 4,8%.

Таким образом, преимущество предлагаемого способа перед известным заключается в повышении эффективности разработки неоднородного нефтяного пласта за счет использования устойчивого в соленой воде загустителя - крахмала, производимого в больших количествах в нашей стране.