СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА
RESERVOIR RECOVERY IMPROVEMENT METHOD

Изобретение, относится к нефтяной промышленности, а именно, к повышению нефтеотдачи терригенных и карбонатных пластов нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти на любой стадии заводнения, посредством применения заявленных последовательности выполнения операций и химических реагентов, причем заявленное техническое решение может найти применение для обработки добывающих и нагнетательных скважин при проведении работ на месторождениях нефти.
3
3
Известен способ обработки нагнетательных скважин патент РФ №2138626, заключающийся в извлечении остаточной нефти из обводненного неоднородного пласта и включающий вытеснение нефти с помощью мицеллярного раствора, содержащего водорастворимый ПАВ, маслорастворимый ПАВ, углеводородную жидкость и воду, в котором дополнительно перед закачкой в пласт или непосредственно в процессе закачки мицеллярного раствора проводят изоляцию высокопроницаемых зон пласта путем закачки мелкодисперсных твердых частиц. Основным недостатком известного способа является присутствие мицеллярного раствора, имеющего низкую стойкость к воде низкой и высокой минерализации, как следствие, недостаточная эффективность извлечения нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон. Известен способ обработки призабойной зоны скважин, добывающих тяжелые нефти и битумы, патент РФ №2144982, который заключается в закачке в пласты водной щелочной эмульсии легкой смолы пиролиза с добавками ферромагнитных компонентов и кубовым остатком производства синтетических жирных кислот, воздействии ультразвука с частотой 100-1000 Гц при температуре исходных жидкостей 70-80°C. Перед образованием эмульсий водные растворы могут быть насыщены воздухом в количестве 1-550 дм на 1 м раствора.
3
3
Основным недостатком, указанного способа, является значительные энергетические затраты, т.к. требуется воздействие ультразвука, с частотой 100-1000 Гц, при турбулентном перемешивании с температурой исходных компонентов эмульсии 70-80°C, и технологическая сложность обработки, т.к. используется насыщение газом водных щелочных растворов, например, воздухом, в количестве 1-50 дм на 1 м раствора перед воздействием ультразвуком, что значительно увеличивает не только энергетические затраты, но и значительно повышает трудоемкость технологического процесса и, как следствие, увеличивает временной интервал обработки скважины.
Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, патент РФ №2425967, путем регулирования проницаемости нефтяной залежи, включающий закачку в пласты состава, содержащего глину и раствор соли металла, в качестве указанного состава используют малоглинистый раствор с добавкой сульфата магния. Недостатком указанного способа является узкая избирательная направленность действия технологии и технологическая сложность предварительных расчетов, обусловленная индивидуальными особенностями (свойствами) применяемого состава, вследствие того, что требуется выполнение следующих необходимых ограничивающих применение технологии условий:
- установление карбонатности перспективных горизонтов;
- определение состава карбонатного материала и пластовой воды на каждой скважине;
- определение изотопного состава углерода CO2 и карбонатов.
Также известный способ реализуется посредством особенностей применяемого состава, а состав работает только в случае, если процент карбонатности пород достаточно высок (значения d13C карбонатных пород, которые в одной зоне составляют 0,5-0,8%, а в другой 1,3-3,7%, коэффициент доломитизации - выше 15,0%), в противном случае способ реализации технологии закачки в пласт магнийсодержащего флюида становится нерентабельным, либо не представляется возможным.
3
Наиболее близким к заявленному способу, по совокупности совпадающих признаков и достигаемому техническому результату, выбранным заявителем в качестве прототипа, является способ повышения нефтеотдачи неоднородного нефтяного пласта по патенту РФ №2436941, включающий последовательную закачку в пласт полимера в воде и раствора соли алюминия с буфером воды между ними, где объем закачиваемого полимера в воде, используемого в виде суспензии, и раствора соли алюминия разбивают на равные порции не менее двух и объемом 3-50 м, которые закачивают последовательно циклами с закачкой буфера воды между ними, составляющего 10-100% от объема порции каждого для исключения их перемешивания при закачке по трубам и регулирования расстояния их перемешивания от скважины в пласте.
Недостатком известного способа одновременной (совместной) закачки состава закачиваемого полимера в воде и раствора соли алюминия в группу нагнетательных скважин с блока гребенки (БГ) кустовой насосной станции (КНС), является:
- отсутствие направленного действия полимерной системы на водонефтенасыщенный пласт, т.е. невозможно гарантировать при закачке известного состава в группу нагнетательных скважин и при его дальнейшем продвижении естественным путем его распределение в зоне охвата пласта заводнением, при продвижении указанным способом, образующийся при реакции гель может закольматировать нефтеносный пропласток и воздействие на пласт в целом будет не эффективно;
- при закачке по длинным трубам КНС возникает возможность возникновения аварийной ситуации из-за адсорбции (осаждения) клейкого полимерного раствора на стенках труб и их зарастания;
- применение используемого состава раствора полиакриламида (ПАА) в воде и раствора соли алюминия, а именно сернокислого алюминия (СКА), при воздействии на пласт является мало эффективным вследствие недостаточной прочности сшивки ПАА с СКА, что приводит к низким вязкоупругим свойствам получаемого при реакции геля;
- отсутствие фобизирующей способности известного состава приводит к недостаточной эффективности способа в целом;
- отсутствие комплексного воздействия применяемого технологического решения, т.к. применение известного технического решения предназначено «для эффективной изоляции» обводненных зон скважин.
Указанная задача, решается тем, что в способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%:
1) 0,001-3 полимера в воде
2) 0,0001-0,5 АМГ в воде
3) 0,0001-20 глинистого агента в воде
4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25)
или
1) 0,001-3 полимера в воде
2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде
3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25.
Указанный эффект обеспечивается посредством снижения проницаемости высокообводненных пропластков, приводящей к увеличению охвата залежи водой при заводнении как по толщине, так и по простиранию, что способствует вовлечению низкопроницаемых нефтеносных пород пласта в работу посредством снижения межфазного натяжения между нефтью и водой, увеличения скорости фазовых взаимодействий, что приводит к более глубокому проникновению реагентов в нефтяной пласт и увеличению нефтеотдачи пласта в целом, при этом одновременно обеспечивается снижение расхода воды для извлечения нефти.
Вследствие наличия улучшенных по сравнению с известными составами термостабильности и химической стойкости применяемых реагентов и их композиций особенно в условиях высокой минерализации пластовых вод, происходит улучшение фазовой проницаемости для нефти за счет улучшения реологических, смачивающих и деэмульгирующих свойств закачиваемых композиций при меньших затратах времени, материалов на обработку пласта, кроме этого, обеспечивается возможность приготовления композиций, в том числе, и в зимнее время года при минусовой температуре до минус 45°C. Снижение проницаемости промытых зон нефтеносного пласта и повышение нефтевытесняющих свойств воды обеспечивается за счет совокупности свойств составов и указанной последовательности их закачки. При этом заявленный способ обеспечивает реализацию дополнительных задач, а именно за счет селективного воздействия на поверхность пород применяемых реагентов изменяются молекулярно-поверхностные свойства породы, пластовой воды и нефти. Также обеспечивается самоорганизация фазовых переходов в условиях пласта, а именно изменение фазовой проницаемости для нефти и воды, т.е. возможность реверсивного изменения смачиваемости пород с «фильной» на «фобную» способствует увеличению скорости капиллярного впитывания, что сопровождается высвобождением энергии из высокоразвитой (твердое тело, газ, жидкость) межфазной поверхности раздела нефтяных пластов.
Таким образом, полученный избыток энергии, возникающий каждый раз при образовании новой фазы, например:
- при постоянной смене молекулярно-поверхностных свойств породы нефтеносного пласта,
- при снижении межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м,
- при перекрывании слоев жидкой и газовой фазы на молекулярном уровне, обеспечивает ускорение процессов отрыва нефти от поверхности пород и дальнейшее перемещение глобулярной нефти в каналах переменного сечения пласта.
Приведенные выше пояснения по заявленному техническому решению в совокупности позволяют значительно увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.
Признаками изобретения являются:
1) отбор нефти через добывающую скважину;
2) циклическая закачка в пласт оторочек флокулянтов в виде полимеров в воде, природного сшивающего агента и раствора солей щелочных металлов в воде с буфером воды между ними;
3) объем закачиваемых реагентов разбивают на равные порции не менее двух, закачивают последовательно циклами с закачкой буфера воды между ними, составляющего 1-100% от объема порции каждого;
4) объем закачиваемых реагентов варьируется в пределах 10-10000 м3 в зависимости от скважинных условий;
5) дополнительно применяется оторочка из реагентов многофункционального действия и алифатические, и(или) ароматические спирты, и(или) отходы производства их содержащие;
6) реагенты многофункционального действия можно продавливать в пласт без буферной оторочки воды и (или) нефти;
7) физико-химическая стойкость при взаимодействии с минерализованной водой до 271 г/л и повышенной пластовой температурой до 90°C используемых реагентов многофункционального действия позволяет использовать их как в терригенных, так и карбонатных коллекторах;
8) технологичность заявленного технического решения, т.к. обеспечивается возможность обработки как вертикальных, так и горизонтальных скважин.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ комплексной интенсификации добычи нефти и увеличить дебит скважины за счет использования состава для его реализации, который обладает улучшенными физико-химическими свойствами, которые позволяют:
- увеличить нефтеотдачу продуктивных пластов с трудно извлекаемыми запасами нефти от 23,2% до 37,6% за счет использования процесса самоорганизации фазовых переходов в системах продуктивного пласта;
- регулировать смачиваемость пород;
- воздействовать путем улучшения фазовой проницаемости на неоднородные коллекторы, содержащие трудно извлекаемую нефть в микропористой структуре различных пород как карбонатных, так и терригенных;
- снизить процессы затухания фильтрации воды;
- снизить непроизводительные затраты по закачке воды в нагнетательные скважины и перемещению воды по пласту путем увеличения его охвата воздействием;
- экологически улучшить работу всего нефтегазового комплекса за счет совместимости используемого состава реагентов со всеми типами пластовых жидкостей.
В настоящее время добычу нефти ведут методом заводнения пластов, т.к. по своей природе нефтесодержащие породы в основном гидрофильны. При разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами путем заводнения происходит преждевременный прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам в нефтедобывающие скважины, что приводит к снижению эффективности вытеснения нефти водой и к снижению нефтеотдачи пласта. В этих случаях проводят работы по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. Часто эффективность от проведения таких работ низкая вследствие малых объемов получаемого водоизолирующего состава, недостаточных его прочностных характеристик при взаимодействии с минерализованной водой и его низкой температурной стойкостью, вследствие чего, часто происходит ухудшение фазовой проницаемости для нефти, т.к. происходит частичная закупорка нефтеносных пластов. Перечисленные факторы препятствуют потоку нефти в добывающих скважинах и создают предпосылки к увеличению закачки воды в нагнетательные скважины.
В заявленном техническом решении решается задача повышения эффективности выравнивания профилей приемистости и увеличения нефтеотдачи пласта за счет комплексного воздействия системы химических реагентов и выполняемых действий (операций) на нефтеводонасыщенный пласт.
В пласт последовательно закачивают водные составы флокулянтов - полимеров, природных и синтетических сшивающих агентов, реагенты многофункционального действия и (или) алифатические, и (или) ароматические спирты, и(или) отходы производства, их содержащие, а реагенты многофункционального действия возможно продавливать в пласт без буфера и без предварительной технологической выдержки. Реагенты, используемые в заявленном способе - новой комплексной технологии ПНИ, следующие:
2
2
n
- водорастворимые полиакриламиды общей формулы (-CHCHCONH-) различных марок, например FP-307, Праестол-2540, ДП-9-8177 и аналоги и/или водонабухающие полимеры различных марок, например ВНП-1, АК-639 и аналоги, ксантановые смолы, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), другие эфиры целлюлозы;
- глинистый агент (природный сшивающий агент) - глины природные и/или бентонитовые глинопорошки различных марок, и/или монтмориллониты очищенные (до 5 нм), с использованием и/или каолина, и/или древесной муки, и/или цеолита;
3
- реагент АМГ по ТУ 2146-003-42129794-2003 - смесь хромовых и сульфитных солей щелочных металлов, в зависимости от соотношения в смеси хромовых и сульфитных компонентов (кристаллы белого и оранжевого цвета), реагент АМГ выпускают двух марок: АМГ-1 ТУ 2146-003-42129794-2003 и АМГ-2 ТУ 2146-003-42129794-2003; концентрация водородных ионов, не менее pH 3,5-4,0; плотность водного раствора 1050-1060 кг/м;
3
3
- реагент многофункционального действия - РМД по ТУ 2458-011-26761699-2001 представляет собой композиционную смесь с содержанием растворителя - широкой фракции легких углеводородов и гидрофобизирующей присадки, является жидкостью от светло-коричневого цвета до черного цвета, плотностью от 780 кг/м и от 840 кг/м в зависимости от соотношения в смеси гидрофобизирующей присадки 20-90 мас.% выпускают РМД трех марок: РМД-1 по ТУ 2458-011-26761699-2001 (гидрофобизирующей присадки не более 20 мас.%), РМД-2 по ТУ 2458-011-26761699-2001 (гидрофобизирующей присадки от 20 до 90 мас.%), РМД-3 по ТУ 2458-011-26761699-2001 (гидрофобизирующей присадки не менее 90 мас.%);
3
- реагент многофункционального действия - РМД-5 по ТУ 458-017-26761699-2007 - представляет собой композиционную смесь на водной основе, в которой содержатся щелочные электролиты ЩСПК-М (по ТУ 2432-001-42129794-2001), гидрофобизирующая присадка (ТУ 9197-039-00335215-2004), натрия полифосфат технический (ГОСТ 20219-80) и/или монтмориллонит диспергированный от 10 до 200 нм, могут присутствовать поверхностно-активные вещества, является жидкостью коричневого цвета со специфическим запахом плотностью от 1050 до 1150 кг/м, концентрация водородных ионов pH 8-12,5;
3
3
высокоэффективная технологическая жидкость ВТЖ-РМД-5 или ULTRAFLO многокомпонентный состав выпускается по ТУ 2458-019-87869324-2011 трех марок: ULTRAFLO по ТУ 2458-019-87869324-2011, ULTRAFLO-M по ТУ 2458-019-87869324-2011, ULTRAFLO-МП по ТУ 2458-019-87869324-2011 в зависимости от процентного соотношения компонентов (РМД по ТУ 2458-011-26761699-2001, РМД-5 по ТУ 458-017-26761699-2007, монтмориллонита диспергированного от 5 до 200 нм, отход производства алкилбензола ТУ 2152-002-42129794-2001 и (или) неорганические соли (калий и (или) кальций хлористый, и (или) калий бромистый, и (или) нитрат кальция) и (или) содтергенты (этанол, метанол, и т.п.), агента модифицированного гелеобразующего ТУ 2146-003-42129794-2003), является неоднородной жидкостью от светлого до темно-коричневого цвета плотностью от 850 кг/м и до 1650 кг/м температура застывания не выше минус 25°C, в составе реагента имеются гидрофильные и гидрофобные ультрадисперсные частицы, их смеси;
- спирты: - алифатические (метанол, этанол, 2-пропанол, 2-метил-2-пропанол, 3-метил-1-бутанол, 2-пропен-1-ол(аллиловый спирт), 1,2-этандиол, 2-(2-этоксиэтокси)этанол);-ароматические(бензиловый, 2-фенилэтанол);- соответствующие отходы, содержащие спирт из этого перечня: осушитель - сырец, выпускаемый по ТУ 2422-099-05766801-2000, содержащий не менее 20,0 мас.% этилкарбитола, кубовые остатки производства этилкарбитола, содержащие 15,0-22,0 мас.% основного веществ, кубовые остатки ректификации дипропиленгликоля, содержащие мас.%, 13,0-20,0 дипропиленгликоля, 34,0-40,0 трипропиленгликоля, 22,0-30,0 тетрапропиленгликоля, остальное - тяжелые полипропиленгликоли; концентрат головных примесей этилового спирта (ТУ 9182-478-00008064-2002), промежуточная фракция этилового спирта (ТУ 9182-479-00008064-2002); побочные продукты производства 2-этилгексанола на основе ацетальдегида, мас.%: 2-этилгексанол 45,24, 2-этилгексаналь 5,62, 2-этилгексеналь 0,83, кетоны С7-С11 3,64, простые эфиры С10-С16 8,28, сложные эфиры С10-С16 5,12, спирты С10-С16 8,67, кислоты С4-С8, 2,42 углеводороды С11-С15 3,31, ацетали С12-С24 3,35; смесь, содержащую, мас.%: метанол 57-58, спирты из группы С2-С15, вода 8,6-19. Комплексность применяемого способа заключается в одновременном увеличении коэффициента охвата воздействием и увеличении коэффициента вытеснения нефти из неоднородных коллекторов с изменением гидродинамики пласта, т.е. происходит дополнительное вовлечение в разработку не дренируемых запасов нефти за счет высвобождения энергетического потенциала при ускоренном процессе фазовых переходов, происходящих в пластовых условиях, без дополнительной закачки воды в нагнетательные скважины.
Новизна технологического воздействия на водонефтяной пласт заключается в следующем:
- повышение эффективности нефтеотдачи, обеспечивающейся посредством более глубокого проникновения композиционной системы в пласт, за счет того, что используются ультрадисперсные элементы состава;
- стойкость водоизолирующей массы и увеличение ее объема в высокопроницаемой части пласта обеспечивается высокой прочностью и стабильностью используемых реагентов в композиции;
- вовлечение низкопроницаемых пропластков в работу и извлечение недренируемых запасов нефти происходит за счет того, что, применяемый состав обеспечивает снижение межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, которое, в конечном счете, приводит к увеличению нефтеотдачи.
Способность избирательно ограничивать движения вод в нефтенасыщенной зоне пласта происходит в результате повышения фильтрационного сопротивления исключительно в обводненных зонах и обеспечивается за счет следующего:
- увеличение коэффициента охвата воздействием и вовлечение низкопроницаемых нефтеносных пород пласта в работу происходит как за счет роста остаточного фактора сопротивления (Roct) при одновременном увеличении кажущейся вязкости используемых реагентов в высокопроницаемых порах породы, так и за счет улучшенного фазового взаимодействия композиционной системы с жидкостью, твердым телом и газообразной средой пласта, позволяет охватить воздействием и вовлечь в работу низкопроницаемые пласты без увеличения объема закачки воды в нагнетательные скважины, при этом одновременно улучшается фильтрационные характеристики для нефти;
- выравнивания профиля приемистости в результате селективного действия реагентов, при этом эффект селективного действия применяемых гидрофобных и гидрофильных ультрадисперсных частиц содержащихся в реагентах тем выше, чем больше соотношение вязкости нефти и воды, и выше неоднородность пласта;
- возможность применения заявленной технологии, как в горизонтальных, так и в вертикальных скважинах терригенных и карбонатных неоднородных пластов нефтяных месторождений за счет улучшенных реологических свойств состава и его повышенной термостабильности обеспечивают возможность применения при температуре пластов до 90°C при контакте с высокоминерализованными водами до 271 г/л при одновременном улучшении фазовой проницаемости для нефти;
- значительно сокращаются энергетические затраты, затраты времени и труда.
Улучшенная температурная стойкость используемых реагентов (сохранение свойств реагентов в широком температурном диапазоне от минус 45°C до 90°C), позволяет готовить закачиваемые композиции в любое время года за счет низкой температуры замерзания реагентов и также стойкости реагентов при высокой температуре. Перечисленные выше факторы позволяют:
- более рационально использовать энергию закачиваемых в продуктивный пласт вод как основных энергоносителей (без увеличения нагнетания воды);
- обеспечить охват нефтеводонасыщенных пластов заводнением и прирост добычи за счет вовлечения в разработку ранее неизвлекаемых запасов нефти;
- продлить активную разработку залежей с повышением конечной нефтеотдачи.
Технический результат обработки, в конечном счете, приводит к снижению обводненности добываемой продукции и повышению нефтеотдачи пластов. Заявленные цели (задачи) решаются за счет заявленной совокупности признаков посредством того, что заявлено техническое решение - ресурсосберегающий способ обработки пласта.
Практическая реализация поставленных задач заявленного технического решения подтверждены следующими примерами.
Закачка химреагентов осуществляется последовательно и не требует смены оборудования. Исходя из геологических условий, при высокой неоднородности пласта или наличии высокопроницаемых промытых зон вначале в обводненном пласте за счет изменения объемов нагнетания воды в скважины создают нестационарное давление и закачивают водный раствор флокулянта. Затем качают раствор синтетического сшивающего агента, природного сшивающего агента, реагент многофункционального действия и спирт. При необходимости цикл закачки повторяют.
Заявленный способ отличается тем, что прост в исполнении, при благоприятных скважинных условиях возможна продавка в пласт реагента многофункционального действия и спирта с буфером или без буфера, что значительно сокращает энергетические затраты, затраты времени и труда.
Способ позволяет использовать энергетический потенциал пласта, т.е. использовать энергию, выделяющуюся в результате снижения межфазного натяжения до 0,005 мН/м и при фазовых переходах с «гидрофильной» на «гидрофобную» систему, на линии техфазного контакта пласта при использовании реагентов многофункционального действия, что приводит к увеличению нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами, за счет обеспечения возможности улучшения отрыва и ускорения продвижения трудноизвлекаемой нефти в пластах, за счет использования (применения) нового композиционного состава, позволяющего реализовать способ без увеличения подачи воды в нагнетательные скважины.
Объем приготавливаемой композиции определяют, исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости и коэффициента нефтенасыщенности пласта по следующей формуле:
Q=pR2HmKH,
3
где Q - объем приготавливаемой композиции, м;
R - радиус обработки, м;
Н - мощность обрабатываемого пласта, м;
m - пористость, %;
КН - коэффициент нефтенасыщенности пласта;
p=3,14.
3
3
3
При этом объем продавочной жидкости для закачки в пласт может быть определен по следующей формуле: Q=QK-QHKT, где Q - объем продавочной жидкости, м; QK - объем колонны до текущего забоя, м; QHKT - объем колонны НКТ, м.
В качестве продавочной жидкости может быть использована:
3
- как безводная нефть в объеме 3-4 м,
- так и вода различной степени минерализации.
Далее продолжают разработку пласта во всех режимах заводнения. При необходимости закачку повторяют.
Эффективность заявленного технического решения определяют по результатам испытаний как на насыпных линейных моделях пористой среды пласта, так и на конкретных скважинах нефтяного месторождения и оценивают, в конечном счете, по дополнительно добытой нефти и одновременному сокращению объема попутно добываемой воды.
Оценка технологической эффективности применения химического метода нефтеотдачи пласта, производится путем измерения следующих характеристик:
1. Дополнительной добычи нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта, т.е. добыча с дополнительно прирощенными извлеченными запасами нефти.
2. Текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта.
3. Сокращения объема попутно добываемой воды.
Базовым вариантом для химического метода является процесс заводнения нефяных пластов.
Промысловые испытания заявленного способа, проведенные на нескольких скважинах месторождений Удмурдской Республики, доказаны полученными результатами, приведенными далее.
За счет применения заявленной комплексной энергосберегающей технологии ПНП, дебет скважин по нефти увеличился в среднем на 10%. Таким образом, заявленный способ по сравнению с известными объектами - аналогами имеет ряд технологических преимуществ, заключающихся в следующем:
- снижении проницаемости высокообводненных пропластков;
- увеличении охвата залежи водой при заводнении, как по толщине, так и по простиранию;
- вовлечении низкопроницаемых нефтеносных пород пласта в работу;
- увеличении скорости фазовых взаимодействий и вытеснении ранее не извлекаемых запасов нефти при одновременном снижении как объема попутно добываемой воды, так и расхода нагнетаемой воды в целом. Энергосберегающая флокуляционная система характеризуется улучшенными свойствами термостабильности в широком диапазоне температур (от минус 45°C до 90°C) и химической стойкости применяемых химических реагентов и их композиций к минерализованным водам (степень минерализации до 278 г/л).
Перечисленные технологические преимущества заявленного способа позволяют вовлекать в активную разработку низкопроницаемые пропластки, повысить темп разработки и нефтеотдачу залежи без увеличения закачиваемой воды.
Пример 1.
Выполнили обработку предложенным способом нагнетательной скважины Вятской площади Арланского месторождения.
Исследование нефтяной скважины позволило выявить следующие характеристики залежи:
- коллектор терригенный пористость от 12% до 25%;
- начальная пластовая температура 24°C;
- начальное пластовое давление 12,1 МПа, в среднем;
- вязкость нефти в пласте 24,1 мПа-с;
3
- плотность нефти 0,890 г/см;
3
- газонасыщенность 14,0 м/т;
3
- общая минерализация воды 271,8 г/л г/м (пластовые воды являются рассолами хлоркальциевого типа);
- средняя обводненность добываемой продукции по опытному участку составляла 95,3%;
3
- добыча жидкости по опытному участку 429 м/сут;
- добыча нефти - 37,2 т/сут.
При этом на указанном участке наблюдается неравномерное обводнение добывающих скважин по наиболее высокопроницаемым прослоям и каналам. С целью увеличения Кохвата и Квыт в нагнетательную скважину закачали последовательно-чередующиеся оторочки. Пример 1.1
3
а) состав 1) - вода, содержащая 0,001 мас.% полимера полиакриламида марки FP-307 (вода 99,999 мас.%) объем 500 м;
3
б) состав 2) - вода, содержащая 0,0001 мас.% природного сшивающего агента - бентонитового глинопорошка марки ПБМВ (суспензия), 0,001 мас.% синтетического сшивающего агента - реагента АМГ (марка АМГ-1) (вода - 99,9989 мас.%) объемом 500 м;
3
в) состав, содержащий 50 мас.% реагента многофункционального действия марки ULTRAFLO товарной формы 30 м и 50 мас.% 1,2-этандиола товарной формы, (при соотношении объемов состава 1) и реагента ULTRAFLO равном 1:0,06).
Пример 1.2
3
а) состав 1) - вода, содержащая 1,5 мас.% полимера полиакриламида марки Праестол-2540 (вода - 98,5 мас.%) объем 500 м);
3
б) состав 2) - вода, содержащая 10 мас.% природного сшивающего агента - бентонитового глинопорошка марки ПБМВ и 0,15 мас.% синтетического сшивающего агента - реагента АМГ (марка АМГ-2) (вода - 89,85 мас.%) объемом 500 м;
3
в) смесь, содержащая 99,9 мас.% реагента многофункционального действия марки ULTRAFLO товарной формы 60 м и 0,1 мас.% метанола товарной формы (при соотношении объемов состава 1) и реагента ULTRAFLO равном 1:0,12).
Пример 1.3
3
а) состав 1) - вода, содержащая 3 мас.% полимера полиакриламида марки ДП-9-8177 (вода - 97 мас.%) объем 500 м;
3
б) состав 2) - вода, содержащая 20,0 мас.% природного сшивающего агента - бентонитового глинопорошка марки ПБМВ (суспензия) и 0,3 мас.% синтетического сшивающего агента - реагента АМГ (марка АМГ-1) (вода - 79,7 мас.%) объемом 500 м;
3
е) состав, содержащий 0,1 мас.% реагента многофункционального действия марки ULTRAFLO товарной формы 125 м и 99,9 мас.% бензилового спирта товарной формы (при соотношении объемов состава 1) и реагента ULTRAFLO равном 1:0,25).
Осуществлено продавливание технологической водой в объеме эксплуатационной колонны. Затем через добывающую скважину выполнен отбор нефти.
Общий дебит нефти по опытному участку после выполнения указанных выше действий (обработки нагнетательной скважины заявленным способом) составил 40,5 т/сут при продолжающемся эффекте.
Пример 2.
Выполнили обработку предложенным способом нагнетательных скважин Вятской площади Новоселкинского месторождения.
Исследование нефтяной скважины позволило выявить следующие характеристики залежи:
- коллектор терригенный;
- начальная пластовая температура 240°C;
- начальное пластовое давление 13 МПа;
- в среднем: вязкость нефти в пласте 24,1 мПа-с;
3
- плотность нефти 0,890 г/см;
3
- газонасыщенность 14,0 м /т;
- общая минерализация воды 737,98 г/м3 (пластовые воды являются рассолами хлоркальциевого типа);
- обводненость в пластовых условиях 93,3%.
По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающие скважины.
В скважину закачали последовательно-чередующиеся оторочки.
Пример 2.1
Обработку проводили заявленным способом скважины №Х:
- на глубине 1527,8-1533,8 м;
- пористость от 21,5% до 23%;
3
- приемистость 130 м/сут;
- давление закачки 84 атм.;
- обводненность продукции достигла 94,7%;
3
- общий дебит скважин по нефти снизился до 3,8 м/сут.
3
а) состав 1) - вода, содержащая 0,1 мас.% полимера полиакриламида марки FP-307 (вода - 99,9 мас.%) объем 500 м;
3
б) состав 2) - вода, содержащая 0,1 мас.% природного сшивающего агента - бентонитового глинопорошка марки ПБМВ и 0,01 мас.% синтетического сшивающего агента - реагента АМГ (марка АМГ-2) (вода - 99,89 мас.%) объемом 500 м;
3
в) состав, содержащий 50 мас.% реагента многофункционального действия марки ULTRAFLO-М товарной формы 60 м и 50 мас.% осушителя - сырца, выпускаемого по ТУ 2422-099-05766801-2000 (при соотношении объемов состава 1) и реагента ULTRAFLO-М равном 1:0,12).
Продавливание технологической водой выполнено в объеме эксплуатационной колонны.
Затем через добывающую скважину выполнен отбор дополнительно добытой (остаточной) нефти.
3
После обработки нагнетательной скважины №X заявленным способом, дебит по нефти в среднем составил 5.9 м/сут. при продолжающемся эффекте.
Пример 2.2
Обработку проводили заявленным способом скважины №ХХ:
- на глубине 1593,0-1601,0 м;
- пористость от 19,0% до 24,0%;
3
- приемистость 146 м/сут;
- давление закачки 60 атм.;
- обводненность продукции достигла 93,3%;
3
- общий дебит скважин по нефти снизился до 5,2 м/сут.
Для восстановления дебита определен источник обводнения и обводненный пропласток, в нагнетательную скважину закачали последовательно-чередующиеся оторочки:
3
а) состав 1) - вода, содержащая 1,5 мас.% полимера полиакриламида марки FP-307 (вода - 98,5 мас.%) объем 500 м;
3
б) состав 2) - вода, содержащая 5,0 мас.% природного сшивающего агента - бентонитового глинопорошка марки ПБМВ (суспензия) и 0,3 мас.% синтетического сшивающего агента - реагента АМГ (вода - 94,7 мас.%) объемом 500 м;
3
в) состав, содержащий 99,9 мас.% реагента многофункционального действия марки РМД (марка РМД-3) товарной формы 30 м и 0,1 мас.% кубовых остатков ректификации дипропиленгликоля (при соотношении объемов состава 1) и реагента РМД-3 равном 1:0,06).
Продавливание технологической водой выполнено в объеме эксплуатационной колонны.
Затем через добывающую скважину выполнен отбор дополнительно добытой (остаточной) нефти.
3
Дебит по нефти после обработки скважины №ХХ в среднем составил 7,8 м/сут при продолжающемся эффекте.
Пример 3.
Эффективность вытеснения остаточной нефти доказывают на насыпных линейных моделях пористой среды, первичное вытеснение нефти из пласта осуществлялось посредством имитации добывающих скважин с выхода моделей и нагнетательных скважин с входа моделей при следующих параметрах:
- длина насыпной части моделей 100 см;
- поперечное сечение пористой среды 3 см;
- в качестве исходного материала для создания пористой среды используют кварцевый песок фракций помола 0,16-0,07 мм, с добавлением до 10% карбоната кальция, пресную или минерализованную воду, нефть различных месторождений Татарстана, Удмуртии и Западной Сибири;
- температура экспериментов 20-90°C;
- закачку и вытеснение флюидов из пористой среды модели осуществляют плунжерным насосом, при этом фиксируют перепад давления, создаваемого нагнетательной жидкостью;
на основании полученных результатов рассчитывают величины проницаемостей до и после обработки предложенным способом. Результаты проведенных экспериментов оценивают по следующим показателям:
1) фильтрационное сопротивление пласта R в конце эксперимента;
2) конечный коэффициент нефтевытеснения пласта;
3) конечная остаточная нефтенасыщенность пласта.
Изменение фильтрационных свойств пористой среды определяют по значениям подвижности воды и остаточному фактору сопротивления. Остаточный фактор сопротивления определяют как отношение подвижностей воды, фильтрующейся по пласту до и после обработки модели, в целом выполнено 6 опытов, приведенных далее. Закачивали последовательно-чередующиеся оторочки составов двумя циклами.
Результаты исследований закачивания предложенных составов и их последовательности приведены в таблице Опыт 1:
а) состав 1) - раствор, содержащий, мас.%: ПАА марка FP-307 0,3 и вода 99,7, затем - буфер пластовой воды;
б) состав 2) - раствор, содержащий, мас.%: 0,15 АМГ-1 и 99, 85 воды, затем - буфер пластовой воды;
в) состав 3) - вода с содержанием 6 мас.% бентонитового порошка (ПБМБ) и вода - 94 мас.%, затем - буфер пластовой воды;
г) состав, содержащий: 50 мас.% реагента ULTRAFLO товарной формы и 50 мас.% этанола, (при соотношении объемов состава 1) и реагента ULTRAFLO равном 1:0,25).
Указанное закачивание в неоднородный пласт через нагнетательную скважину в условиях Западной Сибири приводит к росту Roct до 2,62 ед. относительно воды и увеличивает прирост коэффициента нефтеотдачи по пласту до 26,8%, что в 1,7 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 6).
Опыт 2.
Закачивали последовательно-чередующиеся оторочки двумя циклами:
а) состав 1) - раствор, содержащий, мас.%: 0,001 ПАА марки DP 9-8177 и вода 99,999, затем - буфер пластовой воды;
б) состав 2) - раствор, содержащий, мас.%: 0,001 АМГ-1 и 99,999, затем - буфер пластовой воды;
в) состав 3), содержащий, мас.%: бентонитового порошка (ПБМБ) 3 и воды 97, затем - буфер пластовой воды;
г) состав, содержащий: 99,9 мас.% РМД-5 и 0,1 мас.% 2-фенилэтанола, (при соотношении объемов состава 1) и реагента РМД-5 равном 1:0,06).
При указанном закачивании по предложенной технологии через нагнетательную скважину неоднородного пласта в условиях месторождений Татарстана был получен коэффициент нефтеотдачи пласта 30,8%, что в 2 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 6).
Опыт 3.
В условиях месторождений Удмуртии последовательно-чередующееся закачивание в три цикла:
а) состав 1) - раствор, содержащий, мас.%: 0,1 ПАА марки Праестол-2540 и 99,9 воды, затем - буфер пластовой воды;
б) состав 2) - раствор, содержащий, мас.%: 0,05 АМГ и 99,95 воды, затем - буфер пластовой воды;
в) состав 3) - вода с содержанием 20 мас.% глиняного порошка (вода - 80 мас.%), затем - буфер пластовой воды;
г) состав, содержащий: 30 мас.% ULTRAFLO-M и 70 мас.% кубовых остатков ректификации дипропиленгликоля, (содержащие 13,0-20,0 мас.% дипропиленгликоля 34,0-40,0 мас.% трипропиленгликоля, 22,0-30,0 мас.% тетрапропиленгликоля, остальное - тяжелые протиленгликоли) (при соотношении объемов состава 1) и реагента ULTRAFLO-M равном 1:0,1).
По предложенной технологии в неоднородный пласт через нагнетательную скважину приводит к приросту коэффициента нефтеотдачи по пласту до 28,6%, что в 1,8 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 6).
Опыт 4.
В условиях месторождений Удмуртии было закачано в неоднородный пласт через нагнетательную скважину последовательн-чередующимися оторочками в два цикла:
а) состав 1) - содержащий, мас.%: 3 водонабухающего полимера марки ВНП-1 и 97 воды, затем - буфер пластовой воды;
б) состав 2) - раствор, содержащий, мас.%: 0,3 АМГ-1 и 99,7 воды, затем - буфер пластовой воды;
в) состав 3) - вода, содержащая 13 мас.% каолинита (воды 87 мас.%), затем - буфер пластовой воды;
г) состав, содержащий: 90 мас.% товарной формы ULTRAFLO и 10 мас.% отхода метанола (метанол 57-58%, спирты из группы С2-С15 остальное), при соотношении объемов состава 1) и реагента ULTRAFLO равном 1:0,12,
что в результате привело к приросту коэффициента нефтеотдачи по пласту 24,7%, что соответственно в 1,56 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 6).
Опыт 5.
В условиях месторождений Удмуртии были закачаны в неоднородный пласт через нагнетательную скважину последовательно чередующиеся оторочки в два цикла:
а) состав 1) - раствор, содержащий, мас.%: 0,2 карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ и 99,8 воды, затем - буфер пластовой воды;
б) состав 2) - раствор, содержащий 0,2 АМГ и 99,8 воды, затем буфер пластовой воды;
в) состав 3) - вода, содержащая 15 мас.% монтмолориллонита очищенного (воды - 85 мас.%), затем - буфер пластовой воды;
г) состав, содержащий: 50 мас.% товарной формы РМД-3 и 50 мас.% кубовых остатков производства этилкарбитола (при соотношении объемов состава 1 и реагента РМД-3, равном 1:0,25), что в результате привело к приросту коэффициента нефтеотдачи по пласту до 25,4%, что в 1,6 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 6).
Параметры прототипа приведены в опыте №6 таблицы.
Таким образом, в результате выполненных опытов показано, что заявленный способ вытеснения остаточной трудноизвлекаемой нефти из обводненных пластов является более эффективным по сравнению с прототипом и является энергосберегающим, при этом заявленное техническое решение (способ+состав) позволяет применять его как в терригенных, так и в карбонатных пластах, существенно улучшить показатели фильтрационного сопротивления пласта R и увеличить конечный коэффициент нефтевытеснения пласта, одновременно изолировать высокопроницаемые зоны пласта, увеличить охват пласта воздействием, как по толщине, так и по простиранию, вовлечь низкопроницаемые пропластки в работу путем использования энергии фазовых переходов в пластовых условиях, может применяться для повышения нефтеотдачи пластов в широком интервале пластовых температур и минерализации пластовых вод, типичных для месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья, значительно сокращает энергетические затраты, затраты времени и труда.
Анализ представленной далее таблицы показал получение заявленных результатов, доказывающих достижение следующих 10 показателей эффективности заявленного технического решения.
В опыте 1 (таблица) для условий месторождений Западной Сибири показатели эффективности по сравнению с прототипом составили:
1. Увеличение фильтрационного сопротивления модели пласта 2,62 ед., что по сравнению с прототипом выше в 1,63 раза или на 63%.
2. Прирост коэффициента вытеснения нефти по пласту 26,8%, что в среднем выше в 1,65 раза или на 70%.
В опыте 2 (таблица) для условий месторождений Татарстана показатели эффективности по сравнению с прототипом составили:
3. Увеличение фильтрационного сопротивления модели пласта 4,53 ед., что по сравнению с прототипом выше в 2,8 раза или на 183%.
4. Прирост коэффициента вытеснения нефти по пласту 30,8%, что в среднем выше в 1,94 раза или на 95%.
В опыте 3 (таблица) для условий месторождений Удмуртии показатели эффективности по сравнению с прототипом составили:
5. Увеличение фильтрационного сопротивления модели пласта 4,9 ед., что по сравнению с прототипом выше в 3 раза или на 206%.
6. Прирост коэффициента вытеснения нефти по пласту 37,6%, что в среднем выше в 2,3 раза или на 138%.
В опыте 4 (таблица) для условий месторождений Удмуртии показатели эффективности по сравнению с прототипом составили:
7. Увеличение фильтрационного сопротивления модели пласта 1,9 ед., что по сравнению с прототипом выше в 1,2 раза или на 18,7%.
8. Прирост коэффициента вытеснения нефти по пласту 34,7%, что в среднем выше в 2,2 раза или на 120%.
В опыте 5 (таблица) для условий месторождений Удмуртии показатели эффективности по сравнению с прототипом составили:
9. Увеличение фильтрационного сопротивления модели пласта 2,6 ед., что по сравнению с прототипом выше в 1,62 раза или на 62,5%.
10. Прирост коэффициента вытеснения нефти по пласту 25,4%, что в среднем выше в 1,6 раза или на 60%.