способ извлечения нефти

Формула изобретения

1. Способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество (ПАВ) и жидкий углеводород, отличающийся тем, что кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта, или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н,КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении, мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при отношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют их закачку одновременно в добывающие и нагнетательные скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на средней или поздней стадии разработки.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через нагнетательную скважину между оторочками из воды вытесняющего агента - композиции, содержащей маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), жидкий углеводород, ГКЖ и воду (Патент РФ №2065033, МПК Е 21 В 43/22, 10.08.1996 г.).

Недостатком данного способа является недостаточно высокая нефтевытесняющая способность мицелярного раствора и незначительное снижение проницаемости водонасыщенной части пласта, что существенно снижает эффективность воздействия.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками нефти вытесняющего агента-композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Нефтенол - НЗ, нефть и воду (Патент РФ №2168617, МПК Е 21 В 43/22, 2001 г.).

Недостатком известного способа является низкая эффективность способа из-за незначительного увеличения фазовой проницаемости для нефти, что способствует ограниченному росту коэффициентов нефтевытеснения и охвата пласта воздействием.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины путем закачки в пласт кислотной микроэмульсии, содержащей кислоту. После технологической паузы последовательно закачивают растворитель и углеводородный раствор гидрофобизирующего ПАВ при объемном соотношении кислотной микроэмульсии, водорастворяющего растворителя и углеводородного раствора гидрофобизирующего ПАВ (0.28-0.32):(0.95-1)(Патент РФ №2023143, МПК Е 21 В 43/22, 15.11.1994 г.).

Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за незначительного увеличения фазовой проницаемости для нефти и быстрого обводнения продукции скважин вследствие значительного увеличения фазовой проницаемости в водонасыщенной зоне пласта в условиях высокопроницаемых коллекторов, что способствует недостаточному росту коэффициентов нефтевытеснения и охвата пласта воздействием. Кроме того, возможность применения способа только на добывающих скважинах и только при проницаемости коллекторов пласта до 0.4 мкм ² ограничивает область применения способа.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения коэффициента нефтенасыщения и коэффициента охвата пласта воздействием в результате регулирования проницаемости водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта.

Поставленная задача решается тем, что в способе извлечения нефти путем закачки в пласт оторочки кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество и жидкий углеводород, согласно изобретению кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфонаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении, мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4.

Способ может быть осуществлен одновременно на добывающих и нагнетательных скважинах.

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый способ отличается от известного введением новых критериев приемистости способа, а именно: перед закачкой композиции ПАВ+жидкий углеводород последовательно или одновременно с ней закачивают кислотную композицию, которая содержит кислоту и замедлители реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем составе компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, и композиция, содержащая поверхностно-активное вещество и жидкий углеводород имеет следующий компонентный состав, мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, и соотношение ее объема объему кислотной композиции от 2 до 4.

Кроме того, предлагаемый способ может быть осуществлен одновременно на добывающих и нагнетательных скважинах. Таким образом, заявляемое изобретение отвечает критерию «новизна».

Для приготовления композиционной системы в качестве поверхностно-активных веществ могут быть использованы Неонол АФ 9-12 по ТУ-2483-077-05766801-98, или Неонол АФ 9-6 по ТУ-2483-077-05766801-98, или Нефтенол НЗ по ТУ 2483-007-17197708-93, или Нефтенол НЗб по ТУ-2458-057-17197708-01, или ПАВ ОП-10 по ГОСТ 8433-81.

В качестве жидких углеводородов в композиционной системе могут быть использованы жидкие отработанные углеводороды (ЖОУ) по ТУ 38.303-05-27-92, Нефрас АР-120/200 (сольвент) по ТУ 38.101809-90, Нефрас А150/330 по ТУ 38.1011049-87Е и др. марки, сырая нефть, топливо дизельное по ГОСТ 305-82, широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83; фракция гексановая по ТУ-38.10381-83; фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ-38.103579-85; нефрасы различных марок и т.д.

Для приготовления кислотной композиции используются: соляная кислота техническая по ТУ 2122-205-00203312-2000 или соляная кислота ингибированная по ТУ 2122-131-05807-960-97, кислота фтористоводородная техническая по ГОСТ 2567-89, фтористоводородная кислота концентрированная по ТУ 6-09-2622-88, изм. №№1-3.

В качестве замедлителей реакции с породой пласта для приготовления кислотной композиции используют Цеолит по ТУ 381011366-94, или крошка синтетических цеолитов по ТУ 2163-099-05766575-2000, или концентрат сиенитовый алюмощелочной по ТУ 5726-047-00203938-97, или лигносульфонаты технические (ЛСТ жидкие производства Соликамского ЦБК) по ОСТ-13-0281-036-06-89. Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С по ТУ 2231-017-32957739-02, алюмохлорид по ТУ 2152-106-05766575-2002; хлористый алюминий по ТУ 38.102163-84 или гидроксохлористый алюминий по ТУ 38.302163-94, или алюмооксихлорид - отход производства изопропилбензола в соответствии с ТУ 38-102-612-88.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. При закачивании кислотной композиции с добавками для замедления скорости реакции с породой за счет увеличения матриц коллектора повышается фазовая проницаемость по нефти. При закачивании композиционной системы, содержащей ПАВ и жидкий углеводород образуется среднефазная система - гидрофобная эмульсия, которая при фильтрации в пористой среде смешиваясь со сточной водой загущается и структурируется в водонасыщенных каналах пласта с постепенным затуханием процесса фильтрации, способствуя снижению проницаемости по воде за счет образования водонефтяной эмульсии на пути фильтрации, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению нефтеотдачи пласта. Фильтрация композиционной системы в нефтенасыщенные пропластки приводит к разжижению нефти и более легкому вытеснению ее из пласта. Для увеличения добычи нефти за счет повышения охвата пласта воздействием способ можно осуществлять одновременно на нагнетательных и добывающих скважинах.

Технологический процесс заключается в закачке в призабойную зону через нагнетательную или добывающую скважину одновременно или последовательно кислотной композиции с добавкой реагентов для замедления скорости реакции с породой (алюмосиликаты, лигносульфонаты, КМЦ и др) и эмульсеобразующей композиционной системы на основе поверхностно-активного вещества (неонол АФ9-12, АФ9-6, нефтенол НЗ, нефтенол НЗб. Неонолы: ОП-7, ОП-10), жидкого углеводорода (растворители, нефть, дизельное топливо, растворители и др.).

Эффективность заявляемого способа оценивалась по результатам лабораторных и промысловых опытов.

Пример 1.

Фильтрацию проводят в 2 стадии через модель размером 300 мм по длине и 50 мм в диаметре, наполненную дезинтегрированным кварцевым песком фракцией 0,05-1,2 мм с остаточной нефтенасыщенностью 24% начальной проницаемостью 1,010 мкм². Для насыщения модели используют нефть вязкостью 13 сПз. Через нефтенасыщенную модель прокачивают 0,3 порового объема кислотной композиции со следующим составом ингредиентов, мас.%: фтористоводородная кислота - 98: КМЦ-2; и после 12 часовой выдержки прокачивают 1 поровый объем эмульсеобразующей композиционной системы с составом ингредиентов, мас.%: растворитель - 84; (ПАВ) нефтенол - 16 и продавливают сточной водой (3 п.о.). Выдерживают 24 часа на реакцию. Определяют степень повышения фазовой проницаемости по нефти после закачки кислотной композиции, остаточную нефтенасыщенность, снижение проницаемости по воде и увеличение коэффициента вытеснения нефти после закачки композиционной системы. Аналогично были проведены опыты 2-7 по предлагаемому способу и опыт 8 по прототипу. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Результаты опытов свидетельствуют о том, что фазовая проницаемость по нефти после закачки кислотной композиции в опытах 1-7 возросла в 2,9-3,5 раз, после закачки эмульсеобразующей композиции проницаемость по воде снизилась на 76,1-88,2%, тогда как по прототипу повышение проницаемости по нефти не выявлено, а снижение проницаемости по воде составило всего 65,5%. Прирост коэффициента вытеснения составляет 0,11-0,30, а по прототипу 0,06.

Результаты аналогичных лабораторных исследований при последовательной фильтрации через модели пласта композиций с различным качественным и количественным компонентным составом с применением вышеуказанных кислот (соляной), замедлителей реакции с породой пласта (или цеолита, или лигносульфонатов, или алюмохлорида), жидкого углеводорода (или нефти, или нефраса) и ПАВ (Неонолов АФ9-12, АФ9-6) приведены в таблицах 2-4.

Пример 2. Через нефтенасыщенную модель размером 300 мм по длине и 50 мм в диаметре, наполненную дезинтегрированным кварцевым песком фракцией 0,05-1,2 мм с остаточной нефтенасыщенностью 25% начальной проницаемостью 1,050 мкм² прокачивают 1 поровый объем композиции, со следующим составом ингредиентов, мас.%: соляную кислоту - 25; лигносульфонаты - 2,2; ПАВ (нефтенол) - 9,1; жидкий углеводород (нефрас) - 63,7 и продавливают 3-мя поровыми объемами воды. Выдерживают 24 часа на реакцию. Исследуемые параметры (степень повышения фазовой проницаемости по нефти, остаточная нефтенасыщенность, снижение проницаемости по воде и увеличение коэффициента вытеснения нефти), зафиксированные в процессе проведения лабораторных опытов 1-6 по заявляемому способу и опыта 7 по прототипу приведены в таблице 2.

Результаты опытов свидетельствуют о том, что после закачки всей композиции фазовая проницаемость по воде в опытах 1-6 снизилась на 68,5-87,2%, тогда как по известному способу снижение проницаемости по воде составило всего 61,0%. Прирост коэффициента вытеснения составляет 0,12-0,31, а по прототипу 0,06.

Результаты аналогичных лабораторных исследований по фильтрации через модель пласта смеси кислотной композиции и композиции жидкий углеводород + ПАВ с различным качественным и количественным компонентным составом с использованием кислот (или соляной, или фтористоводородной), замедлителей (или цеолита, или КМЦ, или алюмохлорида), жидкого углеводорода (нефти) и ПАВ (или нефтенола НЗ, или нефтенола НЗб) приведены в таблицах 6-8. В опытах не использованы все указанные замедлители, например, крошка синтетических цеолитов, концентрат сиенитовый алюмощелочной, идентичные по химическому составу, применяемому цеолиту, Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, идентичный используемому в опытах КМЦ, гидроксохлористый алюминий и алюмооксихлорид идентичны с алюмохлоридом.

Результаты всех проведенных лабораторных опытов свидетельствуют о повышенных нефтевытесняющих свойствах применяемых композиций по заявляемому способу по сравнению с прототипом.

Таблица 1
№ опытов	Остаточная нефтенасыщенность, %	Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %		Степень роста проницаемости по нефти	Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас. %		Соотношение объемов ПАВ+ растворитель: кислотная композиция	Снижение проницаемости но воде, %	Прирост коэффициента вытеснения
		КМЦ	Фтористо-водородная кислота		Углеводородный растворитель ЖОУ	ПАВ (неонол АФ9-12)
1.	30,7	2,0	98,0	2,9	84,0	16,0	3,0	71,1	0,11
2.	31,6	0,1	99,9	3,0	85,0	15,0	2,5	74,0	0,16
3.	30,1	0,3	99,7	3,2	87,0	13,0	2,8	76,1	0,18
4.	26,3	0,8	99,2	3,5	92,0	8,0	2,0	85,0	0,30
5.	19,5	2,3	97,7	3,3	93,0	7,0	2,5	87,0	0,25
6.	21,1	1,9	98,1	3,5	94,0	6,0	3,5	88,2	0,23
7.	23,2	2,5	97,5	3,9	94,7	5,3	3,0	86,9	0,22
Прототип.								65,5	0,06

Таблица 2
№ опытов	Остаточная нефтенасыщенность, %	Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %		Степень роста проницаемости по нефти	Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас. %		Соотношение объемов ПАВ+ растворитель: кислотная композиция	Снижение проницаемости по воде, %	Прирост коэффициента вытеснения
		Цеолит	Соляная кислота		Нефть	Неонол АФ9-12
8.	30,7	1,0	99,0	2,3	85,0	15,0	2,0	72,2	0,10
9.	31,6	2,9	97,1	3,5	94,7	5,3	4,0	87,0	0,21

Таблица 3
№ опытов	Остаточная нефтенасыщенность, %	Содержание компонентов в кислотной композиции, мас.%		Степень роста проницаемости по нефти	Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%		Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция	Снижение проницаемости по воде, %	Прирост коэффициента вытеснения
		Алюмохлорид	Соляная кислота		Нефрас	Неонол АФ9-6
10.	29,9	1,3	98,4	2,4	94,5	5,5	2,0	71,5	0,12
11.	31,6	2,5	97,5	3,0	87,0	13,0	4,0	88,3	0,21

Таблица 4
№ опытов	Остаточная нефтенасыщенность, %	Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %		Степень роста проницаемости по нефти	Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%		Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция	Снижение проницаемости по воде, %	Прирост коэффициента вытеснения
		Лигносульфаты	Соляная кислота		Нефть	Неонол АФ9-6
12.	29,9	1,5	98,5	2,8	94,0	6,0	2,3	73,5	0,13
13.	31,6	2,6	97,4	3,3	85,0	15,0	4,0	89,2	0,24
Прототип.								65,5	0,06

Таблица 5
№ опытов	Остаточная нефтенасыщенность, %	Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %		Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%		Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция	Снижение проницаемости по воде, %	Прирост коэффициента вытеснения
		Лигносульфаты	Соляная кислота	Нефть	Нефтенол НЗ
1.	30,7	8,1	91,9	87,5	12,5	2,7	72,0	0,12
2.	31,6	16,5	83,5	87,5	12,5	2,9	73,3	0,14
3.	30,1	15,3	84,7	86,2	13,8	2,6	75,0	0,19
4.	26,3	10,8	89,2	91,9	8,1	2,2	82,0	0,31
5.	19,5	5,2	94,8	91,7	8,3	2,5	86,8	0,27
6.	21,1	8,5	91,5	93,5	6,5	4,0	87,2	0,28
Прототип.							61,0	0,06

Таблица 6
№ опытов	Остаточная нефтенасыщенность, %	Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %		Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%		Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция	Снижение проницаемости по воде, %	Прирост коэффициента вытеснения
		Цеолит	Соляная кислота	Нефть	Нефтенол НЗб
7.	29,6	7,7	92,3	87,3	12,7	2,6	71,5	0,10
8.	30,6	10,9	89,1	92,7	7,3	4,0	84,5	0,21
9.	31,0	15,9	84,1	87,4	12,6	3,0	75,0	0,19

Таблица 7
№ опытов	Остаточная нефтенасыщенность, %	Содержание компонентов в кислотной композиции, мас. %		Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%		Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция	Снижение проницаемости по воде, %	Прирост коэффициента вытеснения
		КМЦ	Фтористо-водородная кислота	Нефть	Нефтенол НЗб
10.	28,1	5,9	94,1	86,5	13,5	2,8	72,9	0,11
11.	31,6	13,2	86,8	90,9	9,1	3,1	78,2	0,14
12.	32,2	11,0	89,0	93,8	6,2	4,0	83,9	0,25

Таблица 8
№ опытов	Остаточная нефтенасыщенность, %	Содержание компонентов в кислотной композиции, мас.%		Содержание компонентов в композиции, содержащей ПАВ и жидкий углеводород, мас.%		Соотношение объемов ПАВ + растворитель: кислотная композиция	Снижение проницаемости по воде, %	Прирост коэффициента вытеснения
		Алюмохлорид	Соляная кислота	Нефть	Нефтенол НЗ
13.	29,0	7,7	92,3	89,9	10,1	2,6	71,3	0,13
14.	32,3	12,7	87,3	89,6	10,4	3,2	80,4	0,15
Прототип.							61,0	0,06

Пример 3. Объект испытания - неоднородные низкопроницаемые карбонатные коллектора кизеловского горизонта турнейского яруса. Выбранный очаг воздействия представлен одной нагнетательной и 3 добывающими скважинами. Средняя эффективная толщина пласта 4,8 м. Проницаемость пласта 0,0,11-0,100 мкм ². Средний дебит скважины по нефти 0,7-1,8 т/сут, обводненность продукции добывающих скважин 60,2-90.2%. Приемистость скважины 80 м³/сут. Готовят отдельно в мернике цементировочного агрегата путем перемешивания кислотную композицию из соляной кислоты 15% концентрации в количестве 3,0 т и алюмосиликатов 0,02 т и НПАВ Неонол АФ 9-12 - 0,02 т. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают кислотную композицию, останавливают на реагирование на 12 часов, затем закачивают композиционную систему из Нефтенола НЗ в количестве 0,5 т и растворителя ЖОУ 6 т. Продавливают в пласт композицию 16 м³ сточной воды. Скважину останавливают для реагирования на 24 часа и пускают в работу.

В течение 3-х месяцев обводненность скважин снизилась до 63,3-86,5%, т.е. на 14,6%. Дебит по нефти увеличился до 2,0-4,5 т/сут, т.е. в 2,5 раза. По прототипу, когда закачка осуществляется без предварительной закачки кислотной композиции, дебит нефти повысился с 0,9 до 1,4, т.е. в 1,5 раза, а обводненность снизилась с 87,1% до 82,7%, т.е. на 4,4%. В результате снижения обводненности и прироста дебитов нефти за год от применения предлагаемого способа дополнительно добыто по очагу воздействия 1780 т нефти, тогда как по прототипу всего 450 т. Приемистость нагнетательной скважины незначительно повысилась от 80 м³ /сут до 86 м ³/сут.