Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных и терригенных пластов в частности с повышенной неоднородностью с вязкими нефтями.
Известны способы вытеснения нефти из пласта, заключающие применение растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), а также различных комбинаций с другими химическими реагентами (Ибрагимов Г.З. и др. Химические реагенты для добычи нефти. М. Недра, 1986; Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра, 1985).
Недостатком известных технических решений является низкая эффективность при вытеснении нефти, особенно в условиях значительной неоднородности пласта.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому способу является способ вытеснения нефти, включающий закачку водного раствора поверхностно-активного вещества со щелочной добавкой (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра, 1985, с. 156-164).
Недостатком его является низкая эффективность вытеснения вязких нефтей из терригенных и карбонатных коллекторов.
Целью заявляемого технического решения является повышение эффективности вытеснения нефти в условиях месторождений с вязкими нефтями (30-150 МПа•с), средне- и низкопроницаемыми неоднородными карбонатными и терригенными коллекторами.
Поставленная цель достигается тем, что поверхностно-активное вещество и щелочь закачивают в виде дисперсии, причем предварительно закачивают оторочку маловязкого растворителя, при соотношении объемов предоторочки растворителя и оторочки дисперсии 1:1-1:20 соответственно с последующей продавкой пресной водой.
В качестве растворителя используют маловязкие алифатические или ароматические углеводородные растворители типа широкой фракции легких углеводородов, нестабильного или газового бензинов, гексановой фракции, Нефрас С 4 150/200, Нефрас А (130/330) или другие растворители с вязкостью не выше 2,0 мПа•с.
В качестве ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы (типа Неонол) со степенью оксиэтилирования 4-10. В качестве щелочного компонента используются щелочные добавки: гидроксид натрия, карбонат натрия или отработанная щелочь процессов газоочистки. Применение отработанной щелочи предпочтительнее по экономическим соображениям.
Дисперсию готовят обычным растворением в пресной воде необходимого количества щелочи и поверхностно-активного вещества. В смеси пресной воды и отработанной щелочи растворяют НПАВ.
Жесткость пресной воды не должна превышать 5 мг-экв/дм3. Полученный раствор представляет собой стабильную дисперсию ПАВ и щелочи, устойчивую при пластовых температурах 20-40oC. Состав дисперсии НПАВ, мас.
Оксиэтилированный изононилфенол 0,5-3,0
Щелочь 5-20
Пресная вода Остальное
Эффективность способа обусловлена следующим. Органический растворитель снижает вязкость и разрушает надмолекулярные структуры нефти, удаляет из порового пространства отложения асфальтенов, смол и парафинов, предотвращает образование вязких обратных эмульсий при контакте нефти с растворами НПАВ, способствует образованию среднефазных микроэмульсий, обладающих высокими нефтевытесняющими свойствами. Применение дисперсии НПАВ со щелочью позволяет достигать низких и сверхнизких поверхностных натяжений на границе раздела нефть/раствор НПАВ (10-2-10-3мН/м).
Закачка предоторочки растворителя повышает нефтенасыщенность перед фронтом оторочки дисперсии НПАВ и щелочи, что способствует формированию водо-нефтяного вала и повышает эффективность действия оторочки дисперсии НПАВ и щелочи.
Продвижение предоторочки растворителя в пласте регулируется движением оторочки дисперсии НПАВ, что предотвращает преждевременное размывание оторочки растворителя. Рост концентрации НПАВ в дисперсии приводит к увеличению сопротивления при фильтрации, что позволяет применять предлагаемый способ вытеснения нефти для месторождений с неоднородными коллекторами. Чем ниже проницаемость пласта и/или меньше его неоднородность, тем ниже должна быть концентрация дисперсии НПАВ.
Способ вытеснения нефти может быть применен на начальной, средней и поздней стадиях разработки месторождений.
Соотношение между объемами оторочек растворителя и дисперсии НПАВ 1:1-1: 20 соответственно. Соотношение между объемами закачки дисперсии НПАВ и буфера пресной воды 1: 0,2-1: 5 соответственно. Чем ниже проницаемость пласта и/или, чем выше минерализация (жесткость) закачиваемых вод, тем больший объем буфера пресной воды.
Эффективность способа определяют экспериментально в лабораторных условиях по описанной ниже методике. Результаты исследований приведены в табл. 1.
Пример 1. Сравнительные эксперименты проводили при вытеснении нефти из насыпных моделей пласта по следующей методике. Трубу из нержавеющей стали длиной 40 см и диаметром 2,0 см наполняли экстрагированной спиртобензольной смесью, дезинтегрированным керном месторождения, заполняли пластовой водой и насыщали нефтью методом вытеснения. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняли нефть водой до стабилизации перепада давления и прекращения выделения нефти. Затем закачивали оторочки реагентов для вытеснения нефти и опять воду. Все эксперименты проводили при средних пластовых температурах и постоянной скорости фильтрации 1,2±0,1 м/сут. Характеристика используемых нефтей и вод приведены в табл. 2.
Введение в состав композиции: нестабильный бензин + дисперсия Неонола АФ-6 (2 мас.) отработанной щелочи позволяет увеличить прирост коэффициента нефтеотдачи с 0,9 до 12,8% (опыты 1 и 2 в табл. 2). Закачка дисперсии без смачивателя не приводит к заметному изменению проницаемости модели пласта по воде, в то же время как дисперсия Неонола АФ-6 с добавкой щелочи повышает проницаемость модели пласта в 1,79 раза, что особенно важно при применении состава для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами.
Пример 2. Эксперименты проводили аналогично описанному в примере 1. Данные табл. 1 (опыты 3 и 4) показывают, что введение щелочи в количестве 2% в состав композиции приводит к увеличению нефтевытесняющего действия композиции (прирост коэффициента нефтевытеснения увеличивается с 6,9 до 9,6%). Одновременно наблюдается рост проницаемости модели пласта по воде.
Пример 3. Эксперимент проводили аналогично описанному в примере 1. Данные таблицы 1 (опыты 5 и 6) показывают, что в условиях месторождения с сильно минерализованной закачиваемой водой при введении дисперсии наблюдается увеличение прироста коэффициента нефтевытеснения с 6,5 до 15,1%
Таким образом, применение предлагаемого способа вытеснения нефти в нефтедобывающей промышленности позволяет:
повысить эффективность добычи трудноизвлекаемых запасов нефти;
утилизировать отходы переработки нефти, содержащие алифатические углеводороды;
квалифицированно использовать щелочные вторичные ресурсы нефтехимических производств.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ | 1994 |
|
RU2069260C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2003 |
|
RU2244812C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОНИЦАЕМОСТНО-НЕОДНОРОДНЫХ КАРБОНАТНЫХ ТРЕЩИНОВАТО-КАВЕРНОЗНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ | 2004 |
|
RU2276257C2 |
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) | 2009 |
|
RU2398958C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 2003 |
|
RU2250988C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА С ВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ | 2014 |
|
RU2539483C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ | 2011 |
|
RU2487234C1 |
Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта | 2020 |
|
RU2748198C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ | 1996 |
|
RU2127358C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2014 |
|
RU2539485C1 |
Способ повышения нефтеотдачи пластов относится к нефтяной промышленности, в частности, к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных и терригенных пластов с повышенной неоднородностью, содержащих высоковязкие нефти. Задача настоящего технического решения - повышение эффективности способа. В пласт закачивают оторочку растворителя, затем оторочку дисперсии поверхностно-активного вещества и щелочи на закачиваемой воде, причем оторочку растворителя и дисперсии закачивают при соотношении объемов 1:1-1:20, соответственно с последующей продавкой водой. Способ повышения нефтеотдачи может быть применен на начальной, средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.
Неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ 0,5 30,0
Щелочь 5 20
Вода Остальное
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что соотношение объемов дисперсии и пресной воды составляет 1 0,2 5,0.
Сургучев М.Л | |||
Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов | |||
- М.: Недра, 1985, с.156 - 164. |
Авторы
Даты
1997-11-27—Публикация
1995-02-09—Подача