Способ извлечения остаточной нефти из пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения остаточной нефти из неоднородных коллекторов. Увеличение степени извлечения остаточной нефти из неоднородных коллекторов может быть достигнуто путем последовательной закачки жидкого углеводорода и воды с поверхностно-активным веществом (ПАВ). Применение отходов процесса подготовки нефти, содержащих 0,5-25 % взвешенных частиц в качестве жидкого углеводорода, позволяет повысить эффективность технологии более чем в 2 раза, при этом снижаются экономические затраты и полезно утилизируются попутные продукты добычи нефти. При закачивании жидкого раствора асфальтосмоло-парафиновых отложений и воды с ПАВ в нагнетательную скважину наблюдается снижение обводненности продукции добывающих скважин на 9-15%, увеличение дебита нефти на 3-6 т/сут. 1 табл.

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения остаточной нефти из неоднородных коллекторов.

Известен способ добычи нефти закачкой в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе поверхностно-активного вещества и полимера (а.с. СССР N 1682539, E 21 B 43/22, 1989 г.). Однако дисперсия твердых частиц, образующаяся при смешении воды, не обеспечивает высокую степень снижения проницаемости обводненного пласта и перераспределения вытесняющей жидкости.

Наиболее близким по технической сути к предлагаемому способу является способ извлечение остаточной нефти из пласта эмульсионным составом, содержащим поверхностно-активные вещества (ПАВ), жидкий углеводород и воду (А.С. СССР N 1700213, E 21 B 43/22, 1988 г.). Однако данный способ также недостаточно эффективен в высокообводненных трещиноватых и неоднородных коллекторах.

Повышение степени извлечения остаточной нефти путем увеличения закупоривающих свойств в режиме фильтрации в высокообводненных неоднородных пластах возможно последовательной подачей жидкого углеводорода, воды и поверхностно-активного вещества, при этом в качестве жидкого углеводорода используют отходы процесса подготовки нефти, содержащие 0,5 - 25,0% взвешанных частиц и 75,0 - 99,5% органических компонентов.

Нефтяной отстой или асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) и воду с ПАВ закачивают в пласт через нагнетательную скважину последовательно в количестве 0,01 - 0,30 поровых объемов, но не допуская снижения приемистости скважины более чем на 50%. Добавлением органического растворителя в густой нефтяной отстой или АСПО снижают их вязкость до 30 мПс·с и ниже.

Сравнение известного и предлагаемого способов по результатам лабораторных и промысловых испытаний. Лабораторные испытания проводились на насыпных моделях пласта. Длина модели 19,5 см, диаметр 3 см. Модель в течение суток насыщалась пластовой водой плотностью 1118 кг/м³ и определялась его начальная проницаемость. Затем в модель закачивали 0,3 поровых объемов испытуемого жидкого углеводорода, воду и ПАВ по известному и предлагаемому способам, затем один поровый объем пластовой воды, после чего определялась конечная проницаемость, вычислялась доля снижения проницаемости модели.

Дисперсии получали с применением нефтяного отстоя, содержащего 23,0% взвешанных частиц, 73,5% органических компонентов и 3,5% воды и водорастворимых солей. Содержание взвешанных частиц в АСПО составляет 19,7%, органических веществ 76,0%, в том числе 9% асфальтенов, 16% смол и 4% парафинов. Доля воды и водорастворимых солей в АСПО 4,3%. Минералогический состав взвешанных частиц проб нефтяного отстоя и АСПО представлен кварцем, кальцитом, алюмосиликатами и минералами, содержащими окислы железа.

В испытаниях использованы ПАВ марок ОП-7, ОП-10, неонол АФ₉-12, нефтенол H3, сульфонол. В качестве растворителя применялся нефрас 120/200.

Опыты по фильтрации проведены с применением дисперсии, устойчивой в течение 2 часов. Пробы нефтяного отстоя, АСПО или нефти, содержащие взвешенные частицы или глину, помещали в стеклянную колбу, при необходимости разбавляли растворителем. В пробу добавляли воду, расчетное количество ПАВ и интенсивно встряхивали в течение 10 минут. При отсутствии водного слоя и осаждения взвешенных частиц дисперсию закачивали в модель пласта по известному способу. По предлагаемому способу пробу нефтяного отстоя или нефти с глинопорошком или раствор АСПО и смесь воды с ПАВ закачивают в пористую среду последовательно.

Пример 1 показывает, что закачивание эмульсионного состава, содержащего ПАВ, жидкий углеводород и воду по известному способу, позволяет снизить проницаемость пористой среды на 31% (табл. оп. 1).

Последовательное закачивание нефтяного отстоя взвешанными частицами и воды с неонолом позволяет довести степень снижения проницаемости пористой среды до 45% (оп. 2). Могут быть применены различные марки ПАВ, так с нефтенолом H3, ОП-7, ОП-10, сульфонолом, неонолом получены близкие результаты (оп. 2 - 5). На эффективность снижения проницаемости кернов оказывает влияние доля взвешанных частиц. С увеличением доли нефтяного отстоя соответственно взвешанных частиц снижение проницаемости пористой среды достигает 61% (оп. 2,6 - 8).

Максимальное снижение проницаемости пористой среды наблюдается с растворами АСПО, содержащими 2,1 - 4,7% взвешанных частиц. С увеличением доли взвешанных частиц в АСПО наблюдается более глубокое тампонирование пористой среды, снижение проницаемости при этом достигает 65 - 81% (оп. 9 - 11). Однако при больших соотношениях смеси воды с ПАВ: нефтяной отстой (АСПО) чем 1:3 дисперсия малоустойчива (оп. 12, 13). Последовательное закачивание нефти с глинопорошком и воды с ПАВ также оказалось более эффективным по сравнению с известным способом (оп. 14, 15).

Пример 2. Участок нефтяного месторождения эксплуатируется одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 220 м³/сут при 10 МПа. Дебит добывающих скважин по нефти 12 - 37 т/сут. Обводненность продукции 72 - 88%. Эмульсию для закачивания в пласт готовят смешением компонентов у скважины. В 2,3 т нефтенола H3 добавляют 7,0 т нефраса и 8 т пресной воды, перемешивают в течение 10 мин, закачивают в нагнетательную скважину. Эмульсию продавливают 14 м³ сточной воды и после 24 часов нагнетательную скважину пускают в работу. Снижение обводненности продукции трех скважин составляет 2 - 8%, увеличение дебита по нефти у одной скважины составляет 3 - 4 т/сут. В течение 6 месяцев по участку дополнительно добыто 470 т нефти.

Пример 3. Участок нефтяного месторождения эксплуатируется одной нагнетательной и двумя добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины составляла 490 м³/сут при 10 МПа. Обводненность продукции скважины 81 - 93%. Дебиты по нефти соответственно - 28 и 16 т/сут. В нагнетательную скважину последовательно закачивают 3,3 т дисперсии (2,6 т АСПО, содержащий 18,9% взвешенных частиц и 0,7 т нефраса 120/200), за ним 13,7 т ПАВ и пресной воды (2,6 т нефтенола H3 и 11,1 т пресной воды). Объем воды, закачиваемой для продавливания подаваемых реагентов, составляет 13,5 м³. Обводненность продукции снизилась до 66 и 84%, т.е. на 15 и 9%. Дебиты по нефти увеличились до 34 - 19 т/сут. За 6 месяцев дополнительная добыча нефти составила 809 т.

Формула изобретения

Способ извлечения остаточной нефти из пласта закачкой смеси поверхностно-активных веществ, жидкого углеводорода и воды, отличающийся тем, что жидкий углеводород и воду с поверхностно-активным веществом подают в пласт последовательно, при этом в качестве жидкого углеводорода используют отходы процесса подготовки нефти, содержащие 0,5 - 25,0% взвешенных частиц и 75,0 - 99,5% органических компонентов.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2