Способ разработки нефтяного пласта
Владельцы патента RU 2767497:
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина (RU)
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов порового или трещиновато-порового типа. Способ разработки нефтяного пласта включает закачку в пласт через нагнетательную скважину композиции поверхностно-активного вещества - ПАВ, воды и щелочного реагента и отбор нефти через добывающую скважину. Предварительно определяют минерализацию воды. При минерализации до 0,15 г/л в пласт закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-30 мас. %, воду с минерализацией до 0,15 г/л – остальное, после закачки продавливают водой с минерализацией до 0,15 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение. При минерализации от 0,15 г/л до 210 г/л композицию в пласт закачивают оторочками, в первой оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,05-0,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-15 мас. %, воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л – остальное, во второй оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,5-1,5 мас. % и воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л - остальное, после закачки указанных оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение. В качестве ПАВ используют раствор СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1. В качестве щелочного реагента используют 10 %-ный раствор гидроксида натрия. Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта повышает эффективность разработки нефтяного карбонатного пласта за счет увеличения смачивающей способности закачиваемой композиции, содержащей ПАВ, увеличения нефтевытесняющей способности и, как следствие, увеличения нефтеизвлечения, а также расширяет технологические возможности способа. 2 табл., 2 пр.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов порового или трещиновато-порового типа.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (патент RU № 2043487, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.1995 г.), включающий неионогенное поверхностно-активное вещество, щелочную добавку и воду, при этом в качестве щелочной добавки он содержит сульфатные стоки производства сульфонатных присадок при следующем соотношении компонентов, % мас.: водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,02-4,0, сульфатные стоки производства сульфонатных присадок - 10-60, вода - остальное
Недостатком данного состава является низкая эффективность состава в минерализованной воде из-за образования нерастворимых осадков при взаимодействии сульфатных стоков производства сульфонатных присадок с двухвалентными катионами металлов, которые могут необратимо закупоривать проводящие каналы коллектора.
Также известен способ повышения нефтеотдачи пластов (патент RU № 2097540, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.11.1997 г.), включающий закачку водного раствора поверхностно-активного вещества с щелочной добавкой, поверхностно-активное вещество и щелочь закачивают в пласт в виде дисперсии, причем предварительно в пласт закачивают оторочку маловязкого растворителя при соотношении объемов предоторочки растворителя и дисперсии 1:1-20 с последующей продавкой пресной водой.
Недостатком данного способа является низкая технологичность из-за преждевременного роста давления закачки при закачке дисперсии, а также низкая эффективность в условиях высокой минерализации из-за низкой растворимости твердых частиц щелочи в минерализованной воде.
Также известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU № 2070282, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.1996 г.), включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом, остановку скважины на капиллярную пропитку, затем закачку раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающую скважину.
Недостатком данного способа является низкая технологичность процесса из-за остановки нагнетательной скважины на процесс капиллярной пропитки (продолжительностью 65 сут).
Также известен способ извлечения остаточной нефти (патент RU № 2117144, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.08.1998 г.), включающий закачку в пласт отмывающего раствора, содержащего щелочь и поверхностно-активное вещество, при этом перед закачкой его в пласт проводят изоляцию высокопроницаемых участков пласта путем закачки дисперсной системы, набухающей в щелочной среде без растворения в ней.
Недостатком данного способа является низкая эффективность в гидрофобном карбонатном коллекторе из-за низкой гидрофилизирующей способности отмывающего раствора.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта (Сургучев М.Л. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991 г., стр. 315-325), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину композиции поверхностно-активного вещества - ПАВ, воды и щелочного реагента и отбор нефти через добывающую скважину.
Недостатком способа является низкая эффективность нефтеизвлечения из-за низкой смачивающей способности закачиваемой композиции, содержащей ПАВ, по отношению к гидрофобной карбонатной породе, вследствие этого не происходит капиллярная пропитка низкопроницаемой нефтенасыщенной матрицы, а также низкая нефтевытесняющая способность состава.
Кроме того, способ не технологичен в связи с чувствительностью раствора ПАВ к температурным колебаниям и высокой вязкостью в зимнее время, что затрудняет его приготовление в промысловых условиях и закачку в пласт, и приводит к низкой нефтеотдаче пласта.
Технической задачей предложения является повышение эффективности разработки нефтяного пласта за счет увеличения смачивающей способности закачиваемой композиции, содержащей ПАВ, увеличения нефтевытесняющей способности и, как следствие, увеличения нефтеизвлечения, а также расширение технологических возможностей способа.
Техническая задача решается способом разработки нефтяного пласта, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину композиции поверхностно-активного вещества - ПАВ, воды и щелочного реагента и отбор нефти через добывающую скважину.
Новым является то, что предварительно определяют минерализацию воды, при минерализации до 0,15 г/л в пласт закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-30 мас. %, воду с минерализацией до 0,15 г/л - остальное, после закачки продавливают водой с минерализацией до 0,15 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение, при минерализации от 0,15 г/л до 210 г/л композицию в пласт закачивают оторочками, в первой оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,05-0,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-15 мас. %, воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л - остальное, во второй оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,5-1,5 мас. % и воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л - остальное, после закачки указанных оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение, при этом в качестве ПАВ используют раствор СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1, а в качестве щелочного реагента используют 10 %-ный раствор гидроксида натрия.
Для осуществления способа разработки нефтяного пласта используют следующие реагенты:
- в качестве ПАВ используют раствор СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1,
- СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смесь этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15, представляющая собой неионогенное ПАВ, твердое вещество белого цвета, плотностью при 99°С - 0,960-1,010 г/см3, кинематической вязкостью при 99°С - 15-25 сСт, температурой помутнения раствора с массовой долей продукта 10 % в водном 25 % растворе бутилдигликоля, в пределах -78-88 °С, гидроксильным числом, мгКОН/г, в пределах - 32-42, выпускаемый по ТУ 20.41.20-064-71150986-2021.
- изопропиловый спирт, выпускаемый по ГОСТ 9805-84,
- в качестве щелочного реагента используют 10 %-ный раствор гидроксида натрия, приготовленный из натра едкого технического (марка РД) с массовой долей гидроксида натрия 46,0 мас. % (ГОСТ Р 55064-2012) разбавлением пресной водой.
Для приготовления композиций используют воду с минерализацией до 0,15 г/л и воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л.
Смачиваемость - один из основных факторов, определяющих конечную нефтеотдачу пластов, управление смачиваемостью является приоритетным направлением для увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов. Эффективная разработка месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, достигается за счет максимальной гидрофилизирующей способности вытесняющей жидкости, закачиваемой в нагнетательные скважины. Изменение свойств закачиваемой воды для улучшения гидрофилизирующей способности получено путем применения поверхностно-активного вещества (ПАВ) - раствора СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1.
Данный ПАВ в составе закачиваемых композиций эффективно снижает краевой угол смачивания карбонатной породы. Щелочной реагент усиливает эффект снижения межфазного натяжения за счет дополнительного образования ПАВ при контакте с нефтью, улучшает смачивание карбонатной породы, а также снижает потери ПАВ на адсорбцию. Кроме того, в условиях высокой минерализации реализация способа путем закачки двух оторочек, первая из которых содержит щелочной реагент, позволяет выровнить фронт воздействия за счет осадкообразования, и улучшить стабильность ПАВ за счет осаждения двухвалентных катионов металлов. Применение указанных реагентов в способе обеспечивает наиболее эффективную гидрофилизацию гидрофобных карбонатных коллекторов, за счет чего достигается наиболее высокий коэффициент нефтеизвлечения.
По предлагаемому способу при минерализации до 0,15 г/л в пласт закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-30 мас. %, воду с минерализацией до 0,15 г/л - остальное, после закачки продавливают водой с минерализацией до 0,15 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение.
При минерализации от 0,15 г/л до 210 г/л композицию в пласт закачивают оторочками, в первой оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,05-0,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-15 мас. %, воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л - остальное, во второй оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,5-1,5 мас. % и воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л - остальное, после закачки указанных оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение.
В качестве ПАВ используют раствор СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1, а в качестве щелочного реагента используют 10 %-ный раствор гидроксида натрия.
Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности.
Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, объём закачки композиции.
Приготовление и закачку композиции, содержащей ПАВ, щелочной реагент и воду, осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.
Указанную композицию готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.
Приготовление 10 %-ного раствора гидроксида натрия и ПАВ, содержащего раствор СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1, осуществляют в производственных цехах по приготовлению рабочих растворов.
10 %-ный раствор гидроксида натрия готовят в ёмкости путем разбавления товарной формы едкого натра технического с массовой долей 46,0 мас. % (плотностью 1,49 г/см3) с пресной водой в объемном соотношении 1:5.
ПАВ готовят из товарной формы СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1.
Готовые растворы доставляют на скважину автоцистернами.
При минерализации воды до 0,15 г/л композицию готовят в промежуточной емкости путем подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией до 0,15 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАВ - раствора СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, 10 %-ного раствора гидроксида натрия с концентрацией 1-30 мас. %, дозировочными насосами.
Приготовленную композицию закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.
После закачки композиции запланированных объемов продавливают её в пласт водой с минерализацией до 0,15 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение.
Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
При минерализации воды от 0,15 г/л до 210 г/л композицию в пласт закачивают двумя оторочками.
Приготовление первой и второй оторочек осуществляют непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.
Приготовление первой оторочки осуществляют в промежуточной емкости путем подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАВ с концентрацией 0,05-0,5 мас. %, 10 %-ного раствора гидроксида натрия с концентрацией 1-15 мас. %, дозировочными насосами.
Приготовленную первую оторочку закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.
Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку.
Приготовление второй оторочки осуществляют в промежуточной ёмкости путём подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАВ с концентрацией 0,5-1,5 мас. % дозировочным насосом и закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.
После закачки указанных оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение.
Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Смачивающую способность композиций, содержащих ПАВ, оценивали в лабораторных условиях по величине снижения краевого угла смачивания карбонатной породы. Измерение краевого угла смачивания проводили с помощью оптического анализатора контактного угла. Метод измерения основан на фиксации изображения капли определенной жидкости, нанесенной на твердую поверхность образца карбонатной породы, переводе контура капли в графическое изображение и расчете контактного краевого угла смачивания. Снижение краевого угла смачивания рассчитывалось как разница между краевым углом смачивания карбонатной породы водой и краевым углом смачивания карбонатной породы композицией, содержащей ПАВ.
Нефтевытесняющую способность закачиваемых композиций оценивали в лабораторных условиях по величине прироста коэффициента вытеснения (Квыт) при проведении фильтрационных экспериментов. Для проведения фильтрационных экспериментов использовали установку для исследования кернов, позволяющую осуществлять фильтрацию жидкостей через физическую модель пласта при температуре и давлении, моделирующих пластовые условия. В модели создавали начальную нефтенасыщенность, затем прокачивали воду для моделирования первичного вытеснения, определяли Квыт после первичной прокачки воды, затем прокачивали композиции таким образом, чтобы суммарный объем закачиваемых композиций был равен поровому объему модели, затем проводили довытеснение водой и определяли общий Квыт. По разнице полученных коэффициентов рассчитывали прирост Квыт.
Результаты исследований представлены в таблицах 1 и 2.
.
Таблица 1 - Результаты исследований смачивающей способности композиций, содержащих ПАВ, по отношению к карбонатной породе
| Минера-лизация воды, г/л | Композиция, содержащая ПАВ | Краевой угол смачивания карбонатной породы водой, о | Краевой угол смачивания карбонатной породы композицией, содержащей ПАВ, о | Снижение краевого угла смачивания карбонатной породы, о | |||
| ПАВ | 10 %-ный раствор гидроксида натрия | Вода | |||||
| СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смесь этоксил. пропоксил-ых спиртов фракции С12-С15 | Изопропиловый спирт | ||||||
| 0 | 0,15 | 0,15 | 1 | 98,7 | 120,2 | 51,3 | 68,9 |
| 0 | 0,5 | 0,5 | 1 | 98 | 120,2 | 48,5 | 71,7 |
| 0 | 0,75 | 0,75 | 1 | 97,5 | 120,2 | 45,8 | 74,4 |
| 0,05 | 0,15 | 0,15 | 15 | 84,7 | 119,4 | 48,8 | 70,6 |
| 0,05 | 0,5 | 0,5 | 15 | 84 | 119,4 | 48,3 | 71,1 |
| 0,05 | 0,75 | 0,75 | 15 | 83,5 | 119,4 | 44,9 | 74,5 |
| 0,14 | 0,15 | 0,15 | 30 | 69,7 | 117,8 | 48,3 | 69,5 |
| 0,14 | 0,5 | 0,5 | 30 | 69 | 117,8 | 42,8 | 75,0 |
| 0,14 | 0,75 | 0,75 | 30 | 68,5 | 117,8 | 40,2 | 77,6 |
| Первая оторочка | |||||||
| 0,15 | 0,025 | 0,025 | 1 | 98,95 | 116,9 | 50,0 | 66,9 |
| 0,15 | 0,1 | 0,1 | 1 | 98,8 | 116,9 | 47,5 | 69,4 |
| 0,15 | 0,25 | 0,25 | 1 | 98,5 | 116,9 | 45,1 | 71,8 |
| 110 | 0,025 | 0,025 | 5 | 94,95 | 113,2 | 45,0 | 68,2 |
| 110 | 0,1 | 0,1 | 5 | 94,8 | 113,2 | 43,7 | 69,5 |
| 110 | 0,25 | 0,25 | 5 | 94,5 | 113,2 | 44,9 | 68,3 |
| 210 | 0,025 | 0,025 | 15 | 84,95 | 111,6 | 43,1 | 68,5 |
| 210 | 0,1 | 0,1 | 15 | 84,8 | 111,6 | 41,3 | 70,3 |
| 210 | 0,25 | 0,25 | 15 | 84,5 | 111,6 | 39,4 | 72,2 |
| Вторая оторочка | |||||||
| 0,15 | 0,25 | 0,25 | - | 99,5 | 116,9 | 49,0 | 67,9 |
| 0,15 | 0,5 | 0,5 | - | 99 | 116,9 | 46,4 | 70,5 |
| 0,15 | 0,75 | 0,75 | - | 98,5 | 116,9 | 42,8 | 74,1 |
| 110 | 0,25 | 0,25 | - | 99,5 | 113,2 | 45,0 | 68,2 |
| 110 | 0,5 | 0,5 | - | 99 | 113,2 | 43,7 | 69,5 |
| 110 | 0,75 | 0,75 | - | 98,5 | 113,2 | 42,3 | 70,9 |
| 210 | 0,25 | 0,25 | - | 99,5 | 111,6 | 42,8 | 68,8 |
| 210 | 0,5 | 0,5 | - | 99 | 111,6 | 40,5 | 71,1 |
| 210 | 0,75 | 0,75 | - | 98,5 | 111,6 | 37,8 | 73,8 |
| Прототип | |||||||
| ОП-10, | NaOH | Вода | |||||
| 0,05 | 0,25 | 0,5 | 99,25 | 119,4 | 64,5 | 54,9 | |
| 0,15 | 0,5 | 0,5 | 99,0 | 116,9 | 62,3 | 54,6 |
Таблица 2 - Результаты исследований нефтевытесняющих свойств закачиваемых композиций
| Минерали-зация воды, г/л | Проницаемость физической модели пористой среды (керна) мкм2 | Начальная нефтенасыще-нность, % | Первая оторочка | Вторая оторочка | Квыт после первичной прокачки воды | Общий Квыт | Прирост Квыт | |||||||
| Объем закачки /поровый объем, ед. | ПАВ | 10 %-ный раствор гидроксида натрия | Вода | Объем закачки /поровый объем, ед. | ПАВ | Вода | ||||||||
| СТЕНОР АРЕ 25.8.18 -смесь этоксил. пропоксил-ых спиртов фракции С12-С15 | Изопропи-ловый спирт | СТЕНОР АРЕ 25.8.18 -смесь этоксил. пропоксил-ых спиртов фракции С12-С15 | Изопропи-ловый спирт | |||||||||||
| 0 | 486 | 81,2 | 1 | 0,15 | 0,15 | 1 | 98,7 | - | - | - | - | 49,2 | 54,6 | 5,4 |
| 0 | 605 | 80,7 | 1 | 0,5 | 0,5 | 1 | 98 | - | - | - | - | 45,5 | 52,4 | 6,9 |
| 0 | 320 | 76 | 1 | 0,75 | 0,75 | 1 | 97,5 | - | - | - | - | 47,0 | 55,8 | 8,8 |
| 0,05 | 365 | 79,4 | 1 | 0,15 | 0,15 | 15 | 84,7 | - | - | - | - | 38,2 | 44,7 | 6,5 |
| 0,05 | 383 | 82,8 | 1 | 0,5 | 0,5 | 15 | 84 | - | - | - | - | 46,4 | 54,3 | 7,9 |
| 0,05 | 523 | 76,7 | 1 | 0,75 | 0,75 | 15 | 83,5 | - | - | - | - | 41,9 | 50,8 | 8,9 |
| 0,14 | 313 | 74 | 1 | 0,15 | 0,15 | 30 | 69,7 | - | - | - | - | 46,6 | 53,7 | 7,1 |
| 0,14 | 585 | 70,2 | 1 | 0,5 | 0,5 | 30 | 69 | - | - | - | - | 36,8 | 45 | 8,2 |
| 0,14 | 432 | 74,2 | 1 | 0,75 | 0,75 | 30 | 68,5 | - | - | - | - | 39,2 | 48,8 | 9,6 |
| 0,15 | 559 | 80,8 | 0,5 | 0,025 | 0,025 | 1 | 98,95 | 0,5 | 0,25 | 0,25 | 99,5 | 48,7 | 55,1 | 6,4 |
| 0,15 | 395 | 86,6 | 0,5 | 0,1 | 0,1 | 1 | 98,8 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 99 | 51,6 | 58,7 | 7,1 |
| 0,15 | 445 | 75,2 | 0,5 | 0,25 | 0,25 | 1 | 98,5 | 0,5 | 0,75 | 0,75 | 98,5 | 46,0 | 54,9 | 8,9 |
| 110 | 642 | 73,2 | 0,5 | 0,025 | 0,025 | 5 | 94,95 | 0,5 | 0,25 | 0,25 | 99,5 | 38,1 | 44,9 | 6,8 |
| 110 | 595 | 70,8 | 0,5 | 0,1 | 0,1 | 5 | 94,8 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 99 | 45,9 | 54,8 | 8,9 |
| 110 | 551 | 79,1 | 0,5 | 0,25 | 0,25 | 5 | 94,5 | 0,5 | 0,75 | 0,75 | 98,5 | 38,4 | 47,7 | 9,3 |
| 210 | 560 | 90,8 | 0,5 | 0,025 | 0,025 | 15 | 84,95 | 0,5 | 0,25 | 0,25 | 99,5 | 49,5 | 56,6 | 7,1 |
| 210 | 312 | 78,1 | 0,5 | 0,1 | 0,1 | 15 | 84,8 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 99 | 46,5 | 54,7 | 8,2 |
| 210 | 436 | 81,2 | 0,5 | 0,25 | 0,25 | 15 | 84,5 | 0,5 | 0,75 | 0,75 | 98,5 | 49,0 | 58,6 | 9,6 |
| Прототип | ||||||||||||||
| ОП-10, | NaOH | Вода | ||||||||||||
| 0,05 | 459 | 77,8 | 1 | 0,25 | 0,5 | 99,25 | - | - | - | - | 39,8 | 42,0 | 2,2 | |
| 0,15 | 521 | 84,2 | 1 | 0,5 | 0,5 | 99,0 | - | - | - | - | 44,2 | 47,1 | 2,9 |
Результаты проведенных исследований свидетельствуют о снижении краевого угла смачивания карбонатной породы, что подтверждает увеличение смачивающей способности композиций, содержащих ПАВ, а также увеличение коэффициента вытеснения нефти, что подтверждает повышение нефтевытесняющей способности.
Предлагаемый способ разработки нефтяного карбонатного пласта позволяет повысить эффективность разработки нефтяного карбонатного пласта за счет увеличения смачивающей способности закачиваемой композиции, содержащей ПАВ, увеличить нефтевытесняющую способность и, как следствие, увеличить нефтеизвлечение.
Примеры конкретного выполнения в промысловых условиях.
Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют давление на водоводе и приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды с минерализацией 0,14 г/л. Определяют объем закачки композиции в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки композиции составляет 300 м3. Закачку композиции ПАВ, щелочного реагента и воды с минерализацией 0,14 г/л проводят с помощью установки КУДР.
Композицию ПАВ, щелочного реагента и воды с минерализацией готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину.
Композицию готовят в промежуточной емкости путем подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой раствора СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - раствора смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом с концентрацией 0,3 мас. %, 10 %-ного раствора гидроксида натрия с концентрацией 1,0 мас. %, дозировочными насосами.
10 %-ный раствор гидроксида натрия и ПАВ, содержащего раствор этоксилированного пропоксилированного спирта с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1, предварительно приготовленный в производственных цехах по приготовлению рабочих растворов, доставляю на скважину в автоцистернах.
Приготовленную композицию закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.
После окончания закачки композиции запланированный объем (300 м3) продавливают в пласт водой с минерализацией 0,14 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение.
Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Результаты исследований показывают, что прирост нефти составил 4,3 т/сут, обводненность снизилась на 3,5 %. Дополнительная добыча составила 1300 т нефти.
Пример 2. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют давление на водоводе и приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды с минерализацией 130 г/л. Определяют объем закачки композиции в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. Композиция состоит из двух оторочек. Приемистость нагнетательной скважины составляет 240 м3/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа. Общий объем закачки композиции составляет 400 м3, из них объем первой оторочки составляет 50 м3, объем второй оторочки составляет 350 м3.
Приготовление первой и второй оторочек осуществляют непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину, закачку их проводят с помощью установки КУДР.
Приготовление первой оторочки осуществляют в промежуточной емкости путем подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 130 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАВ с концентрацией 0,15 мас. %, 10 %-ного гидроксида натрия с концентрацией 10,0 мас. %, дозировочными насосами.
Приготовленную первую оторочку закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.
Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку.
Приготовление второй оторочки осуществляют в промежуточной ёмкости путём подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 130 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАВ с концентрацией 1,5 мас. % дозировочным насосом и закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом. После окончания закачки второй оторочки композиции запланированный объем (350 м3) продавливают в пласт водой с минерализацией 130 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение.
Результаты исследований показывают, что прирост нефти составил 4,6 т/сут, обводненность снизилась на 3,8 %. Дополнительная добыча составила 1450 т нефти.
Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта повышает эффективность разработки нефтяного карбонатного пласта за счет увеличения смачивающей способности закачиваемой композиции, содержащей ПАВ, увеличения нефтевытесняющей способности и, как следствие, увеличения нефтеизвлечения, а также расширяет технологические возможности способа.
Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину композиции поверхностно-активного вещества – ПАВ, воды и щелочного реагента и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что предварительно определяют минерализацию воды, при минерализации до 0,15 г/л в пласт закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-30 мас. %, воду с минерализацией до 0,15 г/л – остальное, после закачки продавливают водой с минерализацией до 0,15 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение, при минерализации от 0,15 г/л до 210 г/л композицию в пласт закачивают оторочками, в первой оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,05-0,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-15 мас. %, воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л – остальное, во второй оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,5-1,5 мас. % и воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л – остальное, после закачки указанных оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение, при этом в качестве ПАВ используют раствор СТЕНОР АРЕ 25.8.18 – смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1, а в качестве щелочного реагента используют 10 %-ный раствор гидроксида натрия.
