Реагент для разработки нефтяной залежи и способ разработки нефтяной залежи с помощью данного реагента

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти. Реагент для разработки нефтяной залежи, включающий поверхностно-активное вещество - ПАВ, в качестве ПАВ содержит мыло, полученное смешиванием щелочи - едкого натра или едкого калия - с растительным маслом, и дополнительно в качестве стабилизатора вязкости - ультрадисперсный углерод с размером частиц 10-50 нм, полученный из веществ растительного происхождения. Способ разработки нефтяной залежи с использованием указанного выше реагента, включающий подачу через нагнетательные скважины указанного реагента в виде 0,5-1%-ного водного раствора, вытеснение нефти, образующейся в пласте высоковязкой оторочкой, продавливаемой в пласт закачиваемой через нагнетательные скважины водой, и последующее извлечение нефти через добывающие скважины. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 7 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, может быть использовано для доизвлечения остаточной нефти и увеличения нефтеотдачи, как на обычных, так и на сложнопостроенных месторождениях с неблагоприятными геолого-промысловыми факторами: неоднородными продуктивными пластами, низкой проницаемостью и резкой неоднородностью коллекторов, наличием больших зон водонефтяного контакта, высокой анизотропией пласта, наличием переслаивающихся глинистых пропластков, обширными, не охваченными процессами вытеснения застойными зонами, а также наличием высоковязкой или аномально-вязкой нефти с высоким содержанием асфальтенов, смол, парафинов.

При разработке нефтяной залежи методом заводнения через нагнетательные скважины происходит неравномерное продвижение фронта вытеснения нефти водой. При этом, в силу низкой вязкости воды продвижение ее от нагнетательных скважин к добывающим происходит с большей скоростью по наиболее проницаемой части пласта с образованием застойных, слабодренируемых зон, находящихся за фронтом вытеснения нефти водой. В силу этих факторов, особенно на нефтяных залежах со сложнопостроенными, неоднородными пластами, значительные запасы нефти остаются невырабатнными. Даже при наиболее благоприятном сочетании всех факторов текущие показатели коэффициента нефтеотдачи при обводненности добывающих скважин 85%-95% не превышают 0,54-0,65%, а остаточная нефтенасыщенность кернов находится в пределах 20-30%. При неблагоприятных условиях коэффициент нефтеотдачи составляет от 0,1 до 0,25%. Учитывая большое количество месторождений с неблагоприятными геолого-промысловыми факторами, а также широко распространенную практику форсированных режимов отбора нефти в 1950-2000 гг. на крупнейших в Российской Федерации нефтяных месторождениях (Ромашкино, Арланское, Самотлор, Федоровское и другие), повсеместное использование водорастворимых кислот для обработки скважин, интенсивное заводнение, приводящее к образованию обширных застойных зон в пласте и резкому снижению показателей разработки, в том числе и коэффициентов нефтеотдачи, можно сделать однозначный вывод о наличии в настоящее время огромных невыработанных нефтяных запасах, находящихся как в застойных зонах, так и в виде пленочной и капиллярно удерживаемой нефти на нефтяных месторождениях, находящихся в средней и поздней стадии разработки. В то же время такие месторождения имеют полную инфраструктуру для продолжения разработки. Наличие огромного фонда добывающих и нагнетательных скважин, сервисных предприятий, дорог, трубопроводов, компрессорных и насосных станций, водоводов, электростанций, линий электропередач, трансформаторных подстанций, наличие трудовых ресурсов и большого жилого фонда на нефтяных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, в то же время имеющих большие запасы нефти, значительно облегчает реализацию различных проектов доразработки этих месторождений, с одной стороны, а с другой стороны, предопределяет необходимость создания высокоэффективных способов извлечения остаточных запасов нефти. При этом решаются как экономические задачи нефтяных компаний, так и ряд государственных задач, в том числе задача по восполнению ресурсной базы путем перевода запасов нефти из категории геологических запасов в категории извлекаемых запасов. Решаются также социальные задачи по занятости населения на старых нефтяных месторождениях и экологические проблемы, поскольку не потребуется вводить в разработку много новых нефтяных месторождений.

Основными аналогами заявляемого изобретения являются способы разработки и доразработки нефтяных залежей с применением технологий создания в пласте высоковязких оторочек путем закачки через нагнетательные скважины различных высоковязких агентов и поверхностно-активных веществ для десорбции пленочной и капиллярно удерживаемой нефти и последующее проталкивание этих высоковязких композиций от нагнетательных скважин к добывающим скважинам.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки растворителя, содержащего в качестве присадки нефтерастворимый полимер и нефтерастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой (патент РФ №2034981, МКИ 6Е21В 43/22, опубл. 10.05.1995 г. Бюл., №13). Недостатком способа является высокая себестоимость дополнительно добытой остаточной нефти и низкая экономическая эффективность способа из-за необходимости организации на месторождении системы закачки газа в пласт.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт высоковязкой оторочки из продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 в углеводородном растворе, затем оторочки водного раствора ПАВ-продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-12 за два цикла (патент РФ №2012787, МКИ 5Е21В 43/22, опубл. 15.05.1994 г., Бюлл. №9).

Недостатком приведенного способа разработки нефтяной залежи является относительно невысокое увеличение нефтеотдачи, особенно в малопроницаемых терригенных или карбонатных пластах с высоковязкой нефтью, т.к. за счет этого способа может быть отобрана только остаточная нефть, находящаяся в трещинах и порах. Кроме этого данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки месторождения при наличии большого количества разрывов во фронте вытеснения нефти водой и наличия обширных зон, промытых водой.

Задача изобретения - резкое увеличение нефтеотдачи и текущих дебитов добывающих скважин на нефтяных залежах с терригенными и карбонатными типами коллекторов и особенно на сложнопостроенных залежах с высокой степенью неоднородности пласта, большим количеством глинистых пропластков и большими остаточными запасами нефти в застойных зонах, а также на месторождениях с высоковязкой нефтью и нефтью с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ и парафина.

Поставленная задача решается применением Реагента для разработки нефтяной залежи, включающего поверхностно-активное вещество - ПАВ, полученное смешиванием щелочи - едкого натра или едкого калия - с растительным маслом и дополнительно в качестве стабилизатора вязкости - ультрадисперсный углерод.

Ультрадисперсный углерод может быть произведен по известной технологии (см., например, купить http://www.plasmotherm.ru/catalog/).

В качестве растительного масла может быть использовано любое доступное масло, в частности рапсовое или подсолнечное и другие (см. статью Поверхностно-активные вещества - Википедия в сети Интернет).

Оптимальное соотношение количества Ультрадисперсного углерода и ПАВ в реагенте определено экспериментальным путем, составляет от 1% до 5% масс. к массе ПАВ и является ноу-хау правообладателя.

Оптимальное соотношение количества щелочи и растительного масла подбирается следующим образом: количество щелочи подбирается экспериментальным путем для каждой отдельной партии растительного масла, в количестве, необходимом для полной нейтрализации непредельных жирных кислот C₁₄-C₁₈, входящих в состав растительного сырья.

Поставленная задача решается также Способом разработки нефтяной залежи с использованием реагента по п. 1, включающим подачу через нагнетательные скважины указанного реагента в виде 0,5-1%-ного водного раствора, с возможностью увеличения концентрации до 10% с целью создания более вязкой оторочки, вытеснение нефти, образующейся в пласте высоковязкой оторочкой, продавливаемой в пласт закачиваемой через нагнетательные скважины водой и последующее извлечение нефти через добывающие скважины.

Кроме того, для решения поставленной задачи при подходе высоковязкой оторочки к добывающим скважинам и образовании ею в водонасыщенной части пласта фильтрационных потоков закачивают в зону разрыва сплошности высоковязкой оторочки через добывающие скважины, через водонасыщенную часть призабойной зоны пласта указанный водный раствор в объеме 10-20% объема водонасыщенной части порового пространства зоны дренировапния добывающей скважины.

Исследования патентной и научно-технической литературы, других известных технических изданий в данной и смежных областях науки и техники, а также анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показали, что подобная совокупность заявленных существенных признаков является новой и ранее нигде не использовалась. В науке и технике нет объекта с идентичной заявленной совокупностью существенных признаков, обладающего высокими техническими и экономическими показателями и позволяющего получить новый технический результат, а именно прирастить извлекаемые геологические запасы нефти за счет использования новых методов вторичной добычи и повысить эффективность разработки нефтяных залежей, образуемых терригенными и карбонатными пластами, в том числе и содержащих высоковязкие нефти с высоким содержанием асфальтосмолистых веществ и парафина, за счет доизвлечения пленочной и капиллярно удерживаемой нефти, а также остаточной нефти из неохваченных процессом заводнения застойных зон.

Все вышеуказанное позволяет сделать вывод о том, что заявляемый способ разработки нефтяной залежи соответствует критерию «новизна» и «изобретательский уровень», поскольку возможность получения указанного технического результата путем реализации в процессе разработки заявленной совокупности существенных признаков для специалиста не следует «явным образом» из существующего на настоящее время уровня развития техники разработки нефтяных месторождений.

Для доказательства эффективности заявляемого изобретения и его практической полезности при промышленном применении авторами был проведен комплекс лабораторных и промысловых исследований.

Для доказательства практической возможности технических решений в соответствии с заявляемым изобретением авторами были проведены промысловые испытания на Приобском нефтяном месторождении. Испытания проводились в мае 2013 г. на 3 нагнетательных скважинах. Закачку двухкомпонентного реагента производило ООО «ТЕХСЕРВИС». Куст №62, объект разработки - нефтяной пласт АС10. Буферное давление на всех скважинах составляло 19,1-19,3 МПа, давление кровли пласта - 34,5-36,5 МПа. Цель проведения испытаний заключалась в повышении приемистости нагнетательных скважин за счет очистки призабойной зоны пласта от кольматирующих частиц, глины, остатков продуктов реакции после обработки скважины другими реагентами, а также доказательства возможности образования из них высоковязкой оторочки из коллоидного раствора и перемещение ее в пласте на значительные расстояния. Результаты испытаний представлены в табл. 1.

В результате закачки водного раствора двухкомпонентного реагента по заявляемому изобретению во всех нагнетательных скважинах достигнут положительный эффект. Во всех скважинах, а особенно в Скв. №35931, после закачки двухкомпонентного реагента наблюдается рост приемистости в 2-2,5 раза с последующим интенсивным снижением от максимального значения и стабилизацией на уровне 108-170% от первоначальной приемистости. В табл. 2 представлены данные интерпретации результатов промысловых испытаний «Способа разработки нефтяной залежи».

Интерпретация результатов промысловых испытаний позволяет сделать однозначные выводы о соответствии механизма взаимодействия двухкомпонентного реагента с породой - коллектором и пластовыми флюидами по п. 1 формулы заявленного изобретения процессам, описанным в п. 2, п. 3 заявленного изобретения. В результате этого взаимодействия в нефтяном пласте действительно образуется высоковязкая оторочка в виде смеси коллоидного раствора и микроэмульсии, в результате взаимодействия которой с пластовыми флюидами и коллектором реализуется механизм доизвлечения нефти из пласта, соответствующий описанному в отличительных существенных признаках заявленного технического решения (изобретения) механизму доизвлечения остаточной нефти.

Продуктивные пласты АС10 Приобского месторождения, как и пласты АС на других месторождениях Тюменской области характеризуются большим количеством глинистых переслаивающихся пропластков и повышенным содержанием глинистого материала в толще терригенного нефтяного пласта. Последующее после закачки двухкомпонентного реагента резкое увеличение приемистости свидетельствует об интенсивных процессах десорбции с поверхности породы пласта-коллектора кальматирующего материала в виде глинистых частиц, асфальто-смоло-парафиновых отложений и остатков продукций реакции предыдущих обработок. Десорбция кальматирующего материала сопровождается резким увеличением проницаемости в прилегающей к забою нагнетательной скважины зоне репрессии пласта и, как следствие, к интенсивному проталкиванию десорбированного материала дальше в пласт нагнетаемой водой. Некоторое замедление темпов закачки после 1-2 суток после закачки двухкомпонентного реагента в нефтяной пласт свидетельствует о формировании в нефтяном пласте высоковязкой оторочки из коллоидного раствора и микроэмульсии и начала формирования фильтрационных потоков с «поршневым» характером вытеснения. Процесс характеризуется перераспределением фильтрационных потоков из наиболее проницаемых, помытых водой зон пласта в менее проницаемые и менее промытые зоны пласта с более высоким содержанием остаточной, пленочной и капиллярно удерживаемой нефти.

В целях сравнительного анализа и подтверждения эффективности практической применимости и экономической целесообразности авторы провели комплекс физико-химических лабораторных исследований реагента по п.1 настоящего заявляемого изобретения, тестируемого в виде 0,8% водного раствора. Исследовались следующие, наиболее важные характеристики.

1. Поверхностное натяжение.

2. Отмывающие, диспергирующие и моющие свойства.

3. Влияние на пористую среду и процессы фильтрации в пласте.

4. Эмульгирующие способности

1. Исследование поверхностного натяжения.

Основополагающим фактором для нефтеотмывающих и вытесняющих способностей реагента является поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть - вода. Результаты определения межфазного натяжения водных растворов двухкомпонентного реагента по заявлемому изобретению определялись в сравнении с наиболее эффективным и распространенным аналогом АФ9-12 сталогмометрическим методом на приборе СТ-1 на границе раздела водного раствора с дизельным топливом при 20°C. Результаты представлены в табл. №3.

Результаты лабораторных исследований показали снижение поверхностного натяжения в 2 раза, что говорит о высоком потенциале двухкомпонентного реагента для использования в технологиях увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта.

2. Исследование нефтеотмывающих, диспергирующих и моющих свойств.

Нефтеотмывающие способности Реагента оценивали по количеству удаленной нефти с металлических пластин, предварительно выдержанных в течение 1 минуты в нефти плотностью 863 кг/м³. Удаление осуществляли при 20°C в течение 30 мин с периодическим встряхиванием. Среднее значение количества отмытой нефти 0,8% водным раствором двухкомпонентного реагента составил 98%, а 0,8% раствором реагента АФ9-12 - 29%. Моющие и диспергирующие свойства двухкомпонентного реагента в отношении асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) проверяли по методике НПО «Союзнефтепромхим» при 20°C. Полученные результаты заявленного реагента высокие и представлены в таблице табл. №4.

3. Исследования влияния заявляемого реагента на пористую среду породы - коллектора и фильтрационный процессы в нефтяном пласте. Исследование физико-химических и фильтрационных свойств кернового материала до и после обработки его реагентом п. 1 заявляемого изобретения проводилось по утвержденной методике с использованием керна. Из ранее полученных авторами результатов известно [1, 2], что для увеличения проницаемости породы коллектора, представляющую собой пористую среду, наиболее перспективным являются химические методы обработки. Для этого была проведена серия фильтрационных исследований по определению изменений пористой структуры при обработке с помощью заявленного Реагента; используют натуральные мыла, полученные путем смешивания щелочи, например едкого натра или едкого калия, с растительным маслом, а в качестве стабилизатора вязкости используют ультрадисперсный нанометрический углерод с размерностью частиц 10-50 нанометров. Исследование кернов осуществлялось по следующей методике.

Перед началом исследований образцы горной породы (керны) были высушены до постоянного веса [3]. Определили пористость и проницаемость. Входные и выходные торцы образцов были сфотографированы с помощью моновидеомикроскопа. Далее проводилась фильтрация реагента, через керн терригенного коллектора, в прямом направлении с перепадом около 0,6 МПа и всесторонним обжимом 7,0 МПа. На выходе производился отбор проб реагента в мерную колбу объемом 200 см³. Объем профильтрованного реагента равен 180 см³. Затем керны были отмыты от солей и высушены до постоянного веса при температуре 105°C. Далее заново были определены пористость и проницаемость.

Время обработки керна раствором составляет 30 минут.

Для исследования были взяты 3 образца кернов из одной скважины №239РО. Исходные данные кернов для фильтрационных исследований представлены в таблице №5. Результаты исследования представлены в таблице №6.

5. Исследования эмульгирующих свойств Реагента по п. 1 заявляемого изобретения. Эмульгирующую способность Реагента по п. 1 заявляемого изобретения оценивали путем встряхивания вручную 50 мл 0,8% водного раствора Реагента в течение 1 минуты после последовательного прибавления к данному объему по 1 мл легкой нефти плотностью 720 кг/м³ с последующей выдержкой в течение 1 мин.

Визуально регистрировали в верхней части цилиндра свободный объем нефти при 20°C, полученные результаты представлены в табл. №7.

Из анализа результатов эмульгирующей способности (табл. 7) можно сделать однозначные выводы, что Реагент по п. 1 заявляемого изобретения обладает исключительно высокими по сравнению с ближайшими и наиболее эффективными аналогами эмульгирующими свойствами, превосходящими их по значению в 2-3 раза. В соответствии с данными лабораторных исследований, проведенных на химическом факультете башкирского госуниверситета, использование Реагента по п. 1 заявляемого изобретения однозначно обеспечит, при закачке его в нефтяной пласт в виде 0,8% водного раствора, образование высоковязкой водонефтяной эмульсии. Таким образом, данные лабораторных исследований подтверждают, что при реализации заявленного технического решения по пп. 2-3, изобретения действительно технически реализуемы, доказательством чего является образование водонефтяной эмульсии при смешивании 0.8% водного раствора Реагента с нефтью. Причем количество незаэмульгированной нефти крайне мало и составляет для наиболее распространенных соотношений объемов нефть / вода от 1/0,5 до 1/2 в зонах фронта вытеснения нефти водой от 20 до 35% от общего объема. Образующаяся в зоне фронта вытеснения, при контакте 0.8% водного раствора Реагента с нефтью, высоковязкая водонефтяная эмульсия является одним из основных компонентов высоковязкой оторочки, проталкиваемой далее в пласт водой. Из данных результатов лабораторных исследований следуют однозначные выводы о его эффективности, полезности, технической реализуемости, а именно:

1. Водные растворы Реагента обладают чрезвычайно низкой межфазной активностью по сравнению с водными растворами ближайшего и наиболее эффективного аналога АФ 9-12;

2. Нефтеотмывающая способность водных растворов Реагента по п. 1 заявляемого изобретения в 2-3 раза выше, чем у реагента АФ9-12;

3. Водные растворы Реагента по п. 1 заявляемого изобретения в концентрации 0,8% обеспечивают полное диспергирование асфальто-смоло-парафиновых отложений с поверхности и гарантированно предотвращают повторное их налипание на рабочую поверхность.

4. Эмульгирующая способность 0,8% водного раствора Реагента по п. 1 заявляемого изобретения в 2 раза выше, чем у наиболее эффективного аналога - реагента АФ9-12.

Проведенные авторами совместно с ООО «ТЕХСЕРВИС» промысловые испытания заявляемого изобретения на 3 нагнетательных скважинах на Приобском нефтяном месторождении полностью подтвердили ранее данные лабораторных исследований и доказали реализуемость, эффективность и практическую полезность заявляемого изобретения. Увеличение приемистости нагнетательных скважин свидетельствует о резком увеличении проницаемости пласта в непосредственно прилегающих к забою скважин зонах. Последующее незначительное снижение приемистости свидетельствует о начале процессов образования коллоидного раствора и формирования высоковязкой оторочки.

Проведенный авторами комплекс лабораторных исследований двухкомпонентного реагента и промысловые испытания способа разработки нефтяной залежи полностью подтвердили практическую реализуемость, полезность и эффективность заявленных технических решений.

1. Реагент для разработки нефтяной залежи, включающий поверхностно-активное вещество - ПАВ, отличающийся тем, что в качестве ПАВ он содержит мыло, полученное смешиванием щелочи - едкого натра или едкого калия - с растительным маслом, и дополнительно в качестве стабилизатора вязкости - ультрадисперсный углерод с размером частиц 10-50 нм, полученный из веществ растительного происхождения.

2. Способ разработки нефтяной залежи с использованием реагента по п. 1, включающий подачу через нагнетательные скважины указанного реагента в виде 0,5-1%-ного водного раствора, вытеснение нефти, образующейся в пласте высоковязкой оторочкой, продавливаемой в пласт закачиваемой через нагнетательные скважины водой, и последующее извлечение нефти через добывающие скважины.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что при подходе высоковязкой оторочки к добывающим скважинам и образовании ею в водонасыщенной части пласта фильтрационных потоков закачивают в зону разрыва сплошности высоковязкой оторочки через добывающие скважины в зону разрыва сплошности, через водонасыщенную часть призабойной зоны пласта указанный водный раствор в объеме 10-20% объема водонасыщенной части порового пространства зоны дренирования добывающей скважины.