RU2120030C1

RU2120030C1 - Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт

Info

Publication number: RU2120030C1
Application number: RU97117195A
Authority: RU
Inventors: О.Б. Собанова; Г.Б. Фридман; Н.Н. Брагина; И.Л. Федорова; О.Г. Любимцева
Original assignee: Открытое акционерное общество "НИИнефтепромхим"
Priority date: 1997-10-17
Filing date: 1997-10-17
Publication date: 1998-10-10

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта или воздействия на призабойную зону нефтяного пласта для повышения нефтеотдачи. Приготавливают углеводородный раствор поверхностно-активного вещества 2 - 30%-ной концентрации и закачивают его в скважину. Предварительно определяют герметичность эксплуатационной колонны и приемистость скважины. После закачки в скважину углеродного раствора поверхностно-активного вещества его продвигают в нефтяной пласт минерализованной водой плотностью не менее 1040 кг/м³, закачиваемой в скважину. Использование изобретения приводит к повышению эффективности воздействия на призабойную зону нефтяного пласта и повышает нефтеотдачу пласта. 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или на нефтяной пласт.

Известен способ вытеснения нефти из пласта путем последовательной закачки в него оторочки минерализованной воды с концентрацией солей в 4,6-5,1 раз превышающей концентрацию солей водной фазы мицеллярного раствора, мицеллярного раствора с внешней водной фазой - прямого мицеллярного раствора (ПМР) и оторочки пресной воды или водного раствора полимера для проталкивания их в пласт [1].

Недостатком известного способа является то, что из-за использования в мицеллярном растворе только анионного поверхностно-активного вещества (АПАВ), которое чувствительно к минерализации, ПМР готовят на пресной воде. Кроме того, из-за большого содержания в нем воды способ затруднительно использовать в зимнее время.

Известна водоуглеводородная эмульсия для извлечения остаточной нефти, включающая оксиэтилированные алкилфенолы, жидкий углеводород и воду [2].

Вследствие использования для приготовления эмульсии только неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) она обладает недостаточной эффективностью, а также очень чувствительна к колебаниям температур на поверхности и в пласте (теряет свою стабильность).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ интенсификации добычи нефти с использованием состава, включающего алкилбензолсульфонаты с мол.м. 450-550 у.е., оксиалкилфенолы типа ОП-10 и углеводородный растворитель. Согласно этому известному способу приготавливают углеводородный раствор поверхностно-активного вещества и закачивают его в скважину.

Недостатком известного способа является то, что используемый в нем состав применим для обработки призабойной зоны добывающих скважин и работоспособен только в слабоминерализованных водах.

В основу изобретения положена задача создать технологический способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или на нефтяной пласт, позволяющий за счет образования в призабойной зоне вязкой и стабильной эмульсии снизить проницаемость промытых пропластков, подключить в работу нефтенасыщенные зоны и за счет гидрофобизации поверхности коллектора, растворения асфальто-смоло-парафиновых отложений и снижения вязкости нефти повысить добычу последней. Поступающая следом оторочка минерализованной воды с плотностью не менее 1040 кг/м³ способствует возникновению вязких эмульсий на фронте смешения ее с углеводородным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ) и упрочнению ранее образовавшихся при контакте углеводородного раствора ПАВ с находящимися в пласте водами эмульсий, что приводит к повышению эффективности способа.

Поставленная задача решается путем создания способа воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или на нефтяной пласт, включающего определение герметичности эксплуатационной колонны и приемистости скважины, приготовление и закачку в скважину углеводородного раствора поверхностно-активного вещества 2-3%-ной концентрации и продавливание его в нефтяной пласт минерализованной водой плотностью не менее 1040 кг/м³.

Для осуществления способа используют следующие реагенты: в качестве ПАВ используют индивидуальные поверхностно-активные вещества или их смеси, например:
- неионогенные ПАВ - ОП-10 по ГОСТ 8433-81, неонолы со степенью оксиэтилирования 4-12 по ТУ 38.507-63-300-93;
- анионные ПАВ - синтетические и нефтяные сульфонаты по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 38.101685-84, ТУ 38.50729-88, эмульсолы по ТУ 38.101546-80, ТУ 101547-80;
- катионоактивные ПАВ - ингибитор бактериальной коррозии ДОН-52 по ТУ 38.50741-88, ингибитор коррозии Нефтехим-3 по ТУ 38 УССР 201.479-89.

В качестве углеводородного растворителя используют как ароматические, так и неароматические растворители или их смеси, например: Абсорбент по ТУ 38.103349-85, нефрас АР 120/200 по ТУ 38.101809-80, шугуровский дистиллат ТУ-30-0147585-018-93, ГОСТ 305-82 и другие.

В качестве минерализованной воды используют пластовые воды или сточные воды с установок подготовки нефти либо их смеси с пресной водой.

При закачке углеводородного раствора ПАВ в промытых зонах происходит его смешение с пластовой и закачиваемыми водами, в результате чего образуется высоковязкая стабильная эмульсия с внешней углеводородной фазой, которая блокирует высокопроницаемые водонасыщенные пропластки и увеличивает охват пласта, вовлекая в работу зоны, ранее не охваченные воздействием. Кроме того, закачиваемый раствор гидрофобизует поверхность пор пласта, увеличивая фазовую проницаемость по нефти и снижает вязкость последней, что облегчает ее извлечение. Поступающая следом минерализованная вода снижает подвижность вытесняющей жидкости в нагнетательных скважинах и уменьшает возможность выхода эмульсионных систем из промытых зон.

Способ может применяться как в добывающих, так и нагнетательных скважинах для воздействия на призабойную зону и на пласт, сложенных терригенными или карбонатными породами, с различной вязкостью нефти, пластовой температурой, а также различной минерализацией пластовых, закачиваемых и извлекаемых вод.

Для доказательства соответствия предлагаемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводятся примеры приготовления углеводородного раствора ПАВ с определением показателей образуемых эмульсий и эффективность способа на конкретных добывающих и нагнетательных скважинах.

В табл. 1 приведены данные по определению показателей эмульсий, образуемых при смешении углеводородного раствора ПАВ с минерализованной водой. Как видно из данных, образуемые эмульсии стабильны, обладают высокой вязкостью при использовании вод различной минерализации.

Пример 1 (заявляемый способ). Обрабатывают эксплуатационную скважину, дренирующую карбонатный коллектор Серпуховского горизонта нижнего карбона. Скважина, имеющая дебит жидкости и нефти 6,8 и 0,2 т/сут соответственно при обводненности извлекаемой продукции 96,5%, перед обработкой глушилась минерализованной пластовой девонской водой плотностью 1180 кг/м³. Определяют герметичность эксплуатационной колонны и приемистость скважины. Затем с помощью агрегата ПА-320 в пласт по насосно-компрессорным трубам закачивают 12,5 т 15%-ного углеводородного раствора ПАВ (раствор смеси эмульсола НГЛ-205 и Неонола АФ9-6 в абсорбенте). Начальное давление закачки раствора 5 мПа, конечное 10 мПа. Затем раствор продвигают в пласт минерализованной водой плотностью 1040 кг/м³. Скважину выдерживают на реагирование в течение 24 ч. Далее спускают насосное оборудование НСВ-2-5-44 и запускают скважину в работу. Обводненность извлекаемой продукции после обработки снизилась в среднем в первые шесть месяцев до 60,9%, при этом дебит жидкости несколько уменьшился до 6,1 т/сут. В результате дебит нефти после обработки в среднем за первые шесть месяцев составил 2,4 т/сут. Добыто дополнительно 675 т нефти, при этом количество попутно извлекаемых вод сократилось на 1430 т, удельная технологическая эффективность составила 360 т нефти/т ПАВ (см. табл.2, пример 1).

Удельную технологическую эффективность определяют по формуле:

где Q_н - количество дополнительно добытой нефти, т;
Q_ПАВ - количество закачанного ПАВ, т.

Пример 2. Обрабатывают эксплуатационную скважину, дренирующую терригенный коллектор бобриковского горизонта в интервале 1106,4-1110,0 м. Скважина перед обработкой имела дебит жидкости и нефти 11,4 и 0,4 т/сут соответственно при обводненности извлекаемой продукции 96,8%. Обрабатывают скважину аналогично описанному в примере 1. Закачивают 27 т 13%-ного углеводородного раствора ПАВ (раствор смеси нефтяного сульфоната и неонола АФ-12 в абсорбенте). Начальное давление закачки реагента 7,0 мПа, конечное 8,0 мПа. Раствор продвигают в пласт минерализованной водой плотностью 1170 кг/м³. Результаты обработки приведены в табл.2, пример 2.

Пример 3. Обрабатывают нагнетательную скважину, дренирующую терригенный коллектор пашейского горизонта в интервале 1771-1774 м и 1351,6-1352,6 м. Участок, на котором проводили обработку этой нагнетательной скважины, включая три эксплуатационные скважины и имел до обработки суммарный дебит жидкости и нефти 252,8 т/сут и 22,6 т/сут соответственно при обводненности извлекаемой продукции в целом 91,1%.

Определяют герметичность эксплуатационной колонны и приемистость нагнетательной скважины. Затем с помощью агрегата ЦА-320 в пласт по насосно-компрессорным трубам закачивают 60 т 14,5%-ного углеводородного раствора ПАВ (раствор смеси эмульсола СДМУ и неонола АФ9-6 в абсорбенте). Начальное давление закачки реагента 15 мПа, конечное 16 мПа. Затем раствор продвигают в пласт 8 м³ минерализованной воды плотностью 1120 кг/м³, и скважину пускают под закачку воды плотностью 1120 кг/м³ от кустовой насосной станции. Результаты обработки приведены в табл.2, пример 3.

Пример 4 (по ближайшему аналогу). Исследования проводят в лабораторных условиях. Смесь 2,25 г алкилбензолсульфоната (2,25 мас. % в расчете на 100%-ную активную основу) и 2,75 г оксиалкилфенола ОП-10 (2,75 мас.%) растворяют в ароматическом растворителе. Определение эффективности состава с использованием насыпной модели пласта, представленной кварцевым песком, длиной 0,4 м и диаметром 0,012 м, насыщенной пластовой водой. Затем воду вытесняют тремя поровыми объемами нефти, а нефть вытесняют закачиваемой слабоминерализованной водой. После этого в модель вводят исследуемую смесь в количестве 20% от объема пор, прокачивают модель закачиваемой водой до прекращения выделения нефти. Удельная технологическая эффективность состава 25,8 т дополнительно добытой нефти на 1 т закачанной смеси ПАВ (см. табл.2, пример 4).

Как следует из табл.2, использование предлагаемого способа приводит к повышению эффективности воздействия на призабойную зону нефтяного пласта и повышает нефтеотдачу пласта.

Предлагаемое изобретение обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- увеличивает охват пласта воздействием;
- повышается добыча нефти;
- утилизируются отходы производства и сточные воды с установок подготовки нефти;
- удешевляется способ.

Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 747191, кл. Е 21 В 43/22, 1986.

2. Авторское свидетельство СССР N 1078034, кл. Е 21 В 43/22, 1986.

3. Авторское свидетельство СССР N 1558087, кл. Е 21 В 43/22, 1992.

Claims

Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающий приготовление и закачку в скважину углеводородного раствора поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что перед закачкой в скважину углеводородного раствора поверхностно-активного вещества определяют герметичность эксплуатационной колонны и приемистость скважины, а после закачки в скважину углеводородного раствора поверхностно-активного вещества его продвигают в нефтяной пласт минерализованной водой, закачиваемой в скважину, при этом используют углеводородный раствор поверхностно-активного вещества 2 - 30%-ной концентрации и минерализованную воду плотностью не менее 1040 кг/м³.