Способ разработки обводненной нефтяной залежи

(51) Е 21 43/22 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ Сущность предлагаемого решения заключается в том, что способ разработки обводненной нефтяной залежи по геологическому строению, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли и дополнительно закачивают водный раствор силиката натрия. При этом в качестве соли в скважину закачивают 0,5 раствор сульфатов железа, и дополнительно закачивают 3040 раствора лигносульфонатов и 0,1 раствора неионногенного поверхностного активного вещества ОП-10, в сочетании с 10 раствором силиката натрия и цикл работы повторяют в 3-4 раза Техническим результатом является- при взаимодействии ионов трехвалентного железа с сульфоновыми группами лигносульфоната и при поликонденсации функциональных групп между собой в макромолекуле лигносульфоната образуется плотный - гель, нерастворимую в пластовой воде и который при осаждении на поверхность горных пород кольматирует,закупоривает поры и трещины, создает в пласте зону изоляции и непроницаемый барьер для перетоков пластовых вод- использование 10 раствора силиката натрия в качестве депрессора и эмульгатора нефти в сочетании с 0,1 раствором ОП-10 в качестве смачивателя и стабилизатора эмульгиронной нефти,способствует увеличению нефтеотдачи нефтяной залежи в 2-3 раза по сравнению известным. Способ является простым, экономичным, все реагенты доступные, дешевые и экологически безвредные.(72) Алтаев Шаукат Ненашев Николай Викторович Орынгожин Ерназ Советович Кадырсизов Нурмухамет Жангалиева Мария Молдабаева Гульназ Жаксылыковна(73) Дочернее государственное предприятие на праве хозяйственного ведения Институт горного дела им. Д.А. Кунаева Республиканского государственного предприятия Национальный центр по комплексной переработке минерального сырья Республики Казахстан(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности для изоляции зон поглощений в пористых, трещиноватых горных породах с перетоков пластовых вод и может быть использовано как состав для вытеснения нефти из неоднородного нефтяного пласта. Цель - повышение нефтеотдачи пластов из неоднородного по геологическому строению нефтяной залежи на поздней стадии разработки, за счет извлечения остаточной и поглощенной нефти,путем повышения прочности формирующегося в пласте изоляционного барьера-экрана. 21228 Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон и поглощению нефти в пористых, трещиноватых горных породах с перетоками пластовых вод и может найти применение при разработке высоковязкой малопроницаемой толщи нефтяной залежи. Известен способ вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости пластов, суть которого заключается в циклической закачке в скважину водных растворов хлорида кальция и кальцинированной соды (а.с.1747680, Е 21 В 43/22, 1992). Недостатком известного способа является его низкая эффективность в неоднородных пластах,вследствие небольшого объема несвязанного рыхлого осадка, образующегося в промытых зонах,и большой подвижности закачиваемых растворов. Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку порции воды с отгоном уксусной кислоты производства оксиэтилендифосфорной кислоты, затем порции воды с добавками смеси отгона уксусной кислоты производства оксиэтилендифосфорной кислоты и алюмосодержащего отхода процесса алкилирования с выпадением осадка в промытых водой проницаемых участках пласта (Патент ,2037224, Е 21 В 43/22 Д 995). Недостатком известного способа является то, что растворы, закачиваемые в скважину в процессе изоляции, не обеспечивают дополнительного отмыва нефти, так как отсутствует реагент,способствующий смачиванию и отмыву нефти при последующей закачке вытесняющего реагента,вследствие небольшого объема осадка,образующегося в промытых зонах в зависимости от рН среды. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли, в качестве которого используют хлорид аммония-продукт ОХА, согласно технической характеристике которого массовая доля хлористого аммония - 85, массовая доля влаги - 10, рН 20 раствора 61. Кроме того в пласт дополнительно закачивают водный раствор силиката натрия (Патент 2096602 Е 21 В 43/22, 1997). Недостатком известного способа является низкая эффективность вытеснения остаточной нефти из обводненных пластов, так как при взаимодействии хлористого аммония и силиката натрия происходит химическая реакция. В результате образуется гидроокись аммония и осадок в виде мелкодисперсной взвеси двуокиси кремния. Вследствие чего создается сильнощелочная среда в пласте, при этом мелкодисперсные взвеси двуокиси кремния, вследствие их несвязанности, имеют низкие закупоривающие и кольматирующие свойства по отношению к трещинам и порам горных пород, т.е. низкой пластической прочностью, малой густотой. Под действием малых перетоков 2 пластовых вод взвеси двуокиси кремния разрушаются на отдельные части и размываются. Такая изоляция будет некачественной и не обеспечивает надежную изоляцию зон поглощений. Кроме того, отсутствие депрессора, эмульгатора,смачивателя и стабилизатора эмульгированной нефти при добыче нефти из нефтяной залежи приводит к снижению производительности нефтедобычи. Задача повышение нефтедобычи из неоднородной по геологическому строению залежи на поздней стадии разработки за счет использования эффективно закупоривающего поры и трещины горных пород изолирующего экрана и за счет применения депрессора, эмульгатора, смачивателя нефтяной залежи. Технический результат предлагаемого решения заключается в способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли, в качестве соли в пласт нагнетательной скважины закачивают соли 0,5 водного раствора сульфата железа и 30-40 водного раствора лигносульфоната,в качестве депрессора, смачивателя, эмульгатора толщи залежи и остаточной нефти используют 10 раствор силиката натрия в сочетании с 0,1 раствором неионогенного поверхностного активного вещества (ПАВ) типа ОП-10, который соединяя эмульгированную нефти стабилизирует на поверхность пластовой воды. В пласте ионы трехвалентного железа выполняют роль сшивающих мостиков между мицеллами макромолекулы лигносульфонатов и создают в сфере ионов железа сложные координационные структуры из коллоидных агрегатов лигносульфоната с одной стороны. С другой стороны, наличие в мицеллах лигносульфоната гидроксильных, карбонильных,карбоксильных групп создает условия для прохождения между этими полярными функциональными группами реакции поликонденсации с образованием сетчатых структур- гель нерастворимых в щелочной среде пластовых вод и обладающих закупоривающими и кольматирующими свойствами и изоляции перетоков в отношении трещин и пор горных пород зон поглощений. А 10 раствор силиката натрия в сочетании с 0,1 раствором ПАВ типа ОП-10, депрессируя и смачивая эмульгирует с нефтяной залежью с одной стороны, с другой соединяет эмульгированную нефть и стабилизирует на поверхность пластовой воды. Техническими результатами способа являются- при взаимодействии сульфонной группы в мицелле лигносульфонатов с катионами железа, и при поликонденсации функциональных групп между собой в макромолекуле лигносульфонатов в пласте образуется плотный гель - осадок лигносульфоната нерастворимого в воде и в щелочной среде пластовой вод, который при осаждении на поверхность горных пород закупоривает и кольматирует каналы и трещины и 21228 создает изоляцию и высоконепроницаемые зоны пласта, и способствует повышению зон охвата новых нефтенасыщенных пластов.- применение 10 раствора силиката натрия в сечетании 0,1 раствором ПАВ типа ОП-10 в качестве депрессора, смачивателя и эмульгатора высоковязкой толщи залежи и остаточной поглощенной нефти способствует повышению нефтеотдачи в 2-3 раза по сравнению известным. Процесс сульфитной варки лигнина представляет собой химическое взаимодействие сложной многокомпонентной системы. Массовая доля лигносульфонатов в концентрате сульфита дрожжевой бражки (СДБ) составляет 45-47. Молекулярная масса его колеблется в пределах 2.000-800.000 и состоит из линейной, эллипсной и разветвленной цепи, содержащей на ее поверхности молекулы функциональные гидроксильные,метоксильные, карбонильные, карбоксильные, и наиболее реакционноспособные полярные боковые сульфогруппы и боковые фенол - пропиленовые группы. Наличием этих активных групп,объясняется полярное строение, поверхностная активность и высокая клеящая способность лигносульфонатов (Чудаков М.И. Промышленное использование лигнина, М., 1983). Состав лигносульфонатов (технические ТУ 130281036-05-89) Массовая доля сухих веществ не менее, 45-47 Массовая доля золы,18-25 Концентрация ионов водорода 20 раствора, рН 5-6 Вязкость условная по вискозиметру В 3-4, секунд 300-320 Массовая доля окиси кальция,0,8 Предел прочности образцов на изгиб, МПа 1,4-1,6. 10 водный раствор силиката натрия оказывает депрессирующее действие на высоковязкую залежь и на остаточную поглощенную нефть на поздней стадии разработки. ОП-10 синтезируемые на основе оксидэтилирования алкилфенолов, являются неионногенными поверхностно активными веществами,представляющими собой маслянистые жидкости светло-желтого цвета, хорошо растворимыми в воде. При этом 0,1 раствор ОП-10 способствует повышению смачивания и отмыва нефти с поверхности пород и оказывает стабилизирующее действие на эмульгированную нефть на поверхности пластовых вод. Для определения кольматирующих, закупоривающих и изоляционных свойств по отношению к порам и трещинам горных пород предлагаемой технологии, в лаборатории проведены исследования на искусственных линейных моделях труб длиной 110-120 мм, диаметром 30-40 мм. В трубы засыпают 1-2 мм фракции кварцевого песка толщиной 5 см и используют в качестве пористой среды. Осуществление предлагаемого способа по извлечению нефти из нефтяной залежи в лаборатории проводят следующим образом. В моделях труб засыпанные 1-2 мм фракции кварцевого песка толщиной 5 см заливают по 10 мл 20 раствор (пример 1), 30 раствор (пример 2) и 40 раствор (пример 3) лигносульфоната. Затем в растворы трех видов с различной концентрацией при постоянном перемешивании заливают по 1 мл 0,5 раствор сульфата железа и продолжают перемешивание в течение еще 10 мин. Оставляют в покое на 3 суток, затем определяют их проницаемость и коэффициент изоляции. Исследование проводят при температуре 20 С. Основной характеристикой закупоривающих и изолирующих свойств состава принимают коэффициент изоляции,т.е. изменение проницаемости пористой среды при применении исследуемого состава, определяемое по формуле(1-2)100/К 1,где 1 и К 2 проницаемость модели, т.е. количество воды, прошедшей через зону изоляции до и после образования изолирующего экрана, мл. Рассчитывают изменение проницаемости пористой среды модели по предлагаемому составу Как видно из табл.1, коэффициент изоляции пор и трещин горных пород на примерах 2-3 считаются удовлетворительными 82,69 и 87,87,соответственно. Отмывающую способность определяют по следующей методике. Насыщают нефтью 30 г песок и помещают в градированные пробирки и добавляют 5 мл 0,1 раствор ОП-10, перемешивают и вновь пробирки заливают 15 мл 10 раствор силиката натрия,перемешивают в течение 70 мин. После этого пробирки помещают в ультрацентрифугу и по градированной шкале определяют объем отмытой нефти. За 100-ный отмыв принимают количество нефти, отмытое при совместном применении раствора ОП-10 и раствора силиката натрия. Результаты исследований приведены в табл.2. Количество Процент отмытой нефти,отмытой нефти, см 3 см 3 0,75-1,55 37,5-77,3 Предлагаемый 2,5 69,4 3,3 94,6 4,1 97,2 Из табл. 2 следует, что предлагаемые отвержденные составы представляют собой на примере 1 - рыхлую массу, а на примерах 2-3 прочную, полимерную плотную пластическую массу, нерастворимую в пластовой воде. При этом процент отмытой нефти увеличивается от 37-77,5 до 69,4-97,2, то есть в 2-3 раза. Из чего следует,что по известному способу весь объем осадков является рыхлым вследствие несвязанности и непластичности мелкозернистых осадков двухокиси кремния. Циклы работы следующие. С учетом геолого-физических условий нефтяной залежи (пластовая температура, глубина залегания нефтяного пласта, расстояние от нагнетательной скважины до добывающей) и содержания сульфата железа можно подобрать соотношение компонентов состава с необходимым временем гелеобразования. 30 т гелеобразующего раствора лигносульфоната и 7,5 т 0,5 раствора сульфата железа загружают в емкость для приготовления состава и производят перемешивание насосным агрегатом до получения однородного с консистенцией раствора. После этого насосным агрегатом осуществляют закачку в нагнетательную скважину. Продавливают гель в пласт закачиваемой водой в объеме 50 м 3 и оставляют на трое суток при пластовой температуре для образования геля. Образующийся в пласте гель сдерживает прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины,что приводит к стабилизации водного потока и обводненности добывающих скважин,гидродинамически связанных с нагнетательными скважинами. Затем готовят по 2 т 0,1 раствора неионногенного поверхностного активного ОП-10 и 10 т 10 раствора силиката натрия, перемешивают и повторно закачивают в нагнетательную скважину. Продавливают состав в пласт последующей закачкой воды в объеме 25 м 3. Дополнительная добыча нефти при применении предлагаемых составов составляет 20-25 т дополнительно к добытой нефти на тонну закачанных реагентов. Цикл работы повторяется 2-3 раза, пока не извлекается полностью поглощенная остаточная нефти из нефтяной залежи на поздней стадии разработки. Способ отличается простотой технологии, доступностью и дешевизной реагентов и экологической безвредностью. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению,включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли, отличающийся тем, что в качестве раствора соли закачивают в нагнетательную скважину 0,5 раствор сульфатов железа и 30-40 раствор лигносульфоната и в качестве депрессора, смачивателя, эмульгатора толщи залежи и остаточной нефти используют 10 раствор силиката натрия в сочетании с 0,1 раствором неионногенного поверхностного активного вещества ОП-10, который соединяя эмульгированную нефти стабилизирует на поверхность пластовой воды, цикл работы повторяют 2-3 раза. Предел прочности на изгиб, МПа