способ добычи нефти

Формула изобретения

Способ добычи нефти, включающий закачку через нагнетательную скважину в слоисто-неоднородные высокообводненные нефтяные пласты технологического водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем, до и после закачки технологического раствора закачку буфера, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачку минерализованной воды, затем добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что технологический водный раствор содержит коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 25-70 и дополнительно - натриевое жидкое стекло с кремнеземистым модулем 2,8-4,5 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

коллоидный кремнезем	1,0-2,5
натриевое жидкое стекло	1,0-2,5
пресная вода	остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из высокообводненных слоисто-неоднородных нефтяных пластов.

Известен способ добычи нефти из высокообводненных слоисто-неоднородных нефтяных пластов, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора, содержащего нефелин и соляную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нефелин	3-15
соляная кислота	5-9
вода	остальное

Указанный раствор продавливают в пласт водой, после чего нагнетательную скважину останавливают на период гелеобразования, см. RU Патент №2089723, МПК 6 Е21В 43/22, 1997.

Недостатком способа является ускоренная коррозия подземного оборудования под воздействием кислоты, что приводит к дополнительным затратам на его ремонт.

Известен способ добычи нефти из высокообводненных слоисто-неоднородных нефтяных пластов, включающий закачку в пласт технологического раствора, содержащего коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем, равным 50 и содержанием диоксида кремния в пределах 100-370 г/л (9,5-30,7 мас.%) и спиртов - отходов осушки и очистки нефтяного газа при следующем соотношении компонентов, мас.%:

коллоидный кремнезем	70-90
указанные спирты	10-30,

см. RU Патент №2109938, МПК 6 Е21В 43/22, 43/32, 1998.

Недостатком этого способа является большой расход дорогостоящего коллоидного кремнезема и, в результате, низкая экономическая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи нефти, включающий закачку в слоисто-неоднородные высокообводненные нефтяные пласты через нагнетательную скважину водного технологического раствора, содержащего коллоидный кремнезем (кремнеземистый модуль = 5-70), или смесь водорастворимого полимера (полиакриламида) и коллоидного кремнезема, который закачивают в скважину циклами от 1 до 5 из расчета 1-10 м³ на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают минерализованную воду с ионной силой 0,28-5,8 (плотностью 1045-1150 кг/м³) и добычу нефти через добывающую скважину, см. RU Патент №2154159, МПК 7 Е21В 43/22, 2000.

Недостатком способа по прототипу являются быстрое снижение эффективности с увеличением плотности минерализованной воды и высокая концентрация дорогостоящих реагентов (коллоидного кремнезема) в технологическом растворе (4,5-10,0 мас.% на основе примеров), что приводит к большим экономическим затратам. Использование раствора полиакриламида в качестве модифицирующей добавки к коллоидному кремнезему приводит к снижению его эффективности в пластах с высокой проницаемостью и усложняет проведение технологического процесса закачки в пласт вследствие высокой вязкости водных растворов полиакриламида, см. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, - с.38, 50. К тому же полиакриламид является относительно дорогостоящим в ряду полимеров, используемых в нефтедобывающей промышленности.

Задачей изобретения является увеличение добычи нефти из высокообводненных слоисто-неоднородных нефтяных пластов.

Техническая задача решается способом добычи нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину в слоисто-неоднородные высокообводненные нефтяные пласты технологического водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 25-70, в котором до и после закачки технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают минерализованную воду, затем ведут добычу нефти через добывающую скважину, технологический водный раствор дополнительно содержит натриевое жидкое стекло с кремнеземистым модулем 2,8-4,5, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

коллоидный кремнезем	1,0-2,5
жидкое стекло натриевое	1,0-2,5
пресная вода	остальное

Решение технической задачи позволяет увеличить остаточный фактор сопротивления в 1,24-1,46 раз и коэффициент нефтевытеснения на 0,6-2,1%.

В заявляемом способе используют жидкое стекло натриевое по ГОСТ 13078-81 с кремнеземистым модулем 2,8-4,5 и концентрацией товарной формы, равной 24,1-35,0 мас.%.

Водный раствор коллоидного кремнезема, используемый в заявляемом объекте, получают из натриевого жидкого стекла на ионно-обменных смолах и содержит высокомодульное жидкое стекло с кремнеземистым модулем 25-70 и концентрацией товарной формы, равной 21-31,5 мас.% производства ЗАО НПО «Компас» по ТУ 2145-002-12979928-2001.

Технологический раствор представляет собой водный раствор, содержащий коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 25-70 и натриевое жидкое стекло с кремнеземистым модулем 2,8-4,5 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

коллоидный кремнезем	1,0-2,5
жидкое стекло натриевое	1,0-2,5
вод	остальное

Для приготовления технологического раствора используют техническую пресную воду из поверхностных источников или артезианских скважин.

Заявляемый способ добычи нефти применяется на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с высокообводненными слоисто-неоднородными пластами. Эффективность заявляемого способа оценивают экспериментально по величинам остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения. Величины остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения определяют эффективность добычи нефти из высокообводненных слоисто-неоднородных нефтяных пластов, см. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи слоисто-неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, - с.124.

Данное изобретение иллюстрируется следующими примерами конкретного выполнения.

Определение объемной доли тампонажной массы.

Технологический раствор при взаимодействии в пласте с минерализованной водой образует тампонажную массу в виде геля или гелеобразного осадка. Способность геле- и осадкообразующих композиций снижать проницаемость и увеличивать остаточный фактор сопротивления высокообводненных участков слоисто-неоднородного нефтяного пласта определяется объемной долей образуемой тампонажной массы, см. Газизов A.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, - с.48.

Первоначально заявляемый способ добычи нефти и по прототипу оценивают по способности образовывать объемную тампонажную массу в результате геле- и осадкообразования при смешении водного технологического раствора с минерализованной водой по известной методике, см. Лозин Е.В., Хлебников В.И. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. - Уфа, изд. Башнипинефть, 2003, с.100.

В соответствии с указанной методикой равные объемы технологического раствора и минерализованной воды смешивают в мерных цилиндрах. Полученные смеси оставляют в покое до прекращения изменения вида и объема тампонажной массы: изменение объема и вида осадков при 20-22°С прекращается через 4-10 суток выдержки. Объем полученной тампонажной массы определяют визуально, а объемную долю тампонажной массы ( ) рассчитывают по следующей формуле

где V_oc - объем тампонажной массы, мл, V_об - общий объем смешанных растворов, мл.

В таблицах 1-3 представлены сравнительные зависимости объемной доли формируемой тампонажной массы по прототипу и заявляемому объекту от концентрации компонентов, входящих в технологический раствор при различных плотностях минерализованной воды с фиксированными значениями КМ коллоидного кремнезема и натриевого жидкого стекла (таблица 1), при различных значениях кремнеземистого модуля (КМ) коллоидного кремнезема с фиксированными значениями КМ натриевого жидкого стекла и плотности минерализованной воды (таблица 2) и при различных значениях КМ натриевого жидкого стекла с фиксированным значением КМ коллоидного кремнезема и плотности минерализованной воды, равной 1150 кг/м ³ (таблица 3). (В Таблицах 1-4 приведена концентрация компонентов в пресной воде).

Таблица 1
Плотность минерализованной воды, кг/м3		Концентрация по прототипу						Концентрация по заявляемому объекту
		4,5% КК*			7,0% КК		10,0% КК	1,0% КК + 1,0% ЖС*			1,5% КК + 1,5% ЖС			2,5% КК + 2,5% ЖС
1015		90			97		100	89			94			98
1059		72			94		99	86			94			97
1150		61			85		93	82			90			94
Примечание: * - КК - коллоидный кремнезем с КМ=44; ЖС - натриевое жидкое стекло с КМ=2,8.
Таблица 2
Кремнеземистый модуль КК	Концентрация по прототипу						Концентрация по заявляемому объекту
	4,5% КК			7,0% КК		10,0% КК	1,0% КК + 1,0% ЖС*			1,5% КК + 1,5% ЖС			2,5% КК + 2,5% ЖС
25	55			70		92	75			81			93
44	61			85		93	77			90			94
70	63			88		93	83			90			96
Примечание: *ЖС - натриевое жидкое стекло с КМ=2,8.
Таблица 3
			Концентрация по прототипу
			4,5% КК						7,0% КК			10,0% КК
			61						85			93
			Концентрация по заявляемому объекту
Кремнеземистый модуль ЖС			1,0% КК + 1,0% ЖС						1,5% КК + 1,5% ЖС			2,5% КК + 2,5% ЖС
2,8			77						90			94
4,5			81						93			95
Примечание: * - КК - коллоидный кремнезем с КМ=44.

Определение остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения.

Наиболее важными при исследовании эффективности способа добычи нефти являются результаты фильтрационных экспериментов. Увеличение нефтеотдачи высокообводненных слоисто-неоднородных пластов при использовании осадко-гелеобразующих композиций пропорционально повышению фильтрационного сопротивления или так называемому остаточному фактору сопротивления, а также увеличению коэффициента нефтевытеснения, см. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи слоисто-неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, - с.317.

Для моделирования высокообводненных участков слоисто-неоднородного пласта используют насыпные модели, представляющие собой цилиндрический корпус из органического стекла (длина 25 см, диаметр 25 мм), закрытый с обеих сторон заглушками, имеющие сквозные отверстия. Трубки набивают промытым кислотой кварцевым песком. Затем проводят фильтрационное исследование на этих моделях при реализации заявляемого способа и по прототипу по общепринятой методике, см. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. - Уфа, изд. Башнипинефть, 2003, с.100.

Порядок закачки фильтрующихся по модели пласта агентов следующий. Сначала закачивают минерализованную воду определенной плотности количеством 2-3 поровых объемов (п.о.) до стабилизации перепада давления, затем буфер (0,1 п.о.), технологический раствор (0,19 п.о.), буфер (0,1 п.о.) и оторочку минерализованной воды (0,36 п.о.). Фильтрацию останавливают на 3,6-4 суток для завершения процессов гелеобразования, после чего фильтруют минерализованную воду до стабилизации перепада давления (около 3,0 п.о.). При этом определяют: исходную (k₁) и конечную (k₂) проницаемости моделей пласта по воде; возникающий при фильтрации перепад давления ( р); расход фильтрующейся воды на выходе из модели пласта (Q); объем нефти, вытесненной водой из модели пласта до максимального насыщения нефти этой водой (V_HB) и начальный объем нефти, содержащейся в модели пласта (V_HH ), и в итоге рассчитывают остаточный фактор сопротивления и коэффициент нефтевытеснения.

Остаточный фактор сопротивления в случае установившейся фильтрации и неизменной вязкости фильтрующейся после воздействия технологическим раствором воды определяют по формуле

где k₁ и k ₂ - проницаемости пористой среды по воде до и после воздействия соответственно, определяемые по формуле

где Q - расход жидкости, м³ /с; АР - перепад давления, Па; - динамическая вязкость воды, Па·с; l - длина модели пласта, забитая пористой средой, м; S - площадь поперечного сечения модели пласта, забитого пористой средой, м² .

Коэффициент нефтевытеснения определяют как отношение объема нефти V_HB, вытесненной водой из модели пласта до максимального насыщения нефти этой водой к начальному объему нефти V_HH, содержащейся в модели пласта

Представленные выше формулы приведены в книге Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, с.124, 152.

Результаты фильтрационных экспериментов на моделях пласта Сергеевского месторождения (20-22°С) с определением остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения от концентрации реагентов в технологическом растворе представлены в таблице 4.

Представленные в таблицах 1-4 примеры конкретного выполнения доказывают более высокую эффективность заявляемого способа перед прототипом. Как видно из таблицы 1, образование эффективной (объемной) тампонажной массы по прототипу возможно только при более низких значениях плотности минерализованной воды (в пределах 1015-1059 кг/м³) и при более высокой суммарной концентрации силикатных реагентов (в пределах 5,0-10,0 мас.%), по сравнению с заявляемым объектом (2,0-5,0 мас.%). Более высокую эффективность заявляемого способа по сравнению с прототипом можно наблюдать и при использовании раствора, содержащего коллоидный кремнезем в пределах заявляемых значений КМ=25-70 (таблица 2) и при использовании натриевого жидкого стекла в пределах КМ=2,8-4,5 (таблица 3).

Таблица 4
Реализуемый способ*		Остаточный фактор сопротивления	Коэффициент нефтевытеснения, %
По прототипу	4,5% мас. КК**	29,2	73,4
	7,0% мас. КК	32,8	75,8
	10,0% мас. КК	33,5	75,9
По заявляемому объекту	1,0% мас. КК + 1,0% мас. ЖС	36,2	74,0
	1,5% мас. КК + 1,5% мас. ЖС	46,4	77,3
	2,5% мас. КК + 2,5% мас. ЖС	48,9	78,0
Примечание: * - в качестве минерализованной воды использовалась пластовая вода Сергеевского месторождения плотностью = 1150 кг/м3. ** КК - коллоидный кремнезем с КМ=44; ЖС - натриевое жидкое стекло с КМ=2,8.

По результатам фильтрационных экспериментов, представленных в таблице 4, видно, что заявляемый объект по сравнению с прототипом способен увеличивать значение фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения, что связано с формированием более объемной и более прочной тампонажной массы в модели пласта.

На основании приведенных примеров можно отметить, что преимуществом заявляемого способа является:

- значительно меньшая зависимость эффективности способа от минерализации закачиваемых минерализованных или пластовых вод разрабатываемых нефтяных месторождений и возможности применения способа на месторождениях с более широкими геолого-физическими характеристиками пластов;

- возможность снижения суммарной концентрации используемых силикатных реагентов в технологическом растворе и достижения больших величин остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения, характеризующих добычу нефти или увеличение эффекта воздействия при тех же суммарных концентрациях;

- снижение себестоимости технологического раствора. При одной и той же концентрации силикатных реагентов в технологическом растворе замена части коллоидного кремнезема на натриевое жидкое стекло существенно снижает затраты и, следовательно, повышает экономическую эффективность.

Таким образом, заявляемый способ по сравнению с прототипом способен в 1,24-1,46 раз увеличивать фактор сопротивления и на 0,6-2,1% увеличивать величину коэффициента нефтевытеснения.

Использование заявляемого способа в нефтедобывающей промышленности позволит повысить эффективность добычи нефти из высокообводненных слоисто-неоднородных пластов.