СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке нефтяных месторождений заводнением с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) и щелочей.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов включающий последовательную закачку в пласт раствора органических кислот, в количестве до 30% от объема пластовой нефти, и водного раствора щелочи [1] Недостатком способа является необходимость закачки большого объема раствора дорогостоящих органических кислот и низкая эффективность на поздних стадиях разработки месторождений.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ включающий закачку в пласт раствора ПАВ, содержащего монокарбоновые либо нафтеновые кислоты, с последующим нагнетанием щелочного агента, представляющего собой водный раствор щелочи [2] В результате протекающих в пласте реакций образуются анионактивные ПАВ (АПАВ) соли карбоновых и нафтеновых кислот, которые способствуют вытеснению нефти из пласта.

Основным недостатком способа является низкая эффективность обусловленная непроизводительным расходом значительной доли раствора ПАВ и щелочного раствора, а также малая эффективность на неоднородных высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах. Кроме того, для реализации способа необходимо использование дорогих ингредиентов.

Сущность предполагаемого изобретения заключается в повышении эффективности нефтевытеснения, что достигается за счет снижения жесткости минерализованной воды, путем закачки в пласт щелочного агента, представляющего собой водный раствор щелочи и/или соли одновалентного катиона и многоосновной минеральной кислоты, а затем раствора АПАВ, в качестве которого берут подмыльный щелок (ПЩ) пластификатор строительных растворов.

Закачка раствора щелочного агента препятствует преждевременному переходу АПАВ в неактивную форму за счет создания определенной щелочности нагнетаемой воды и высаждения солей жесткости, что способствует выравниванию профиля приемистости и доотмыву остаточной нефти в результате снижения межфазного натяжения на границе закачиваемая вода нефть. Последующая закачка раствора АПАВ, в качестве которого используют ПЩ, позволяет существенно повысить коэффициент вытеснения нефти за счет дополнительного снижения межфазного натяжения, достигаемого наличием в этом растворе избыточной щелочи и эффективных АПАВ натриевых солей карбоновых кислот.

Существенными отличительными признаками предполагаемого изобретения являются:
1. Первоначально в пласт закачивают раствор щелочного агента. Это обеспечивает в пластовых условиях, в результате контакта с минерализованной водой, высаждение многовалентных катионов (Ca, Mg) и создание определенной щелочности в нагнетаемой воде, что препятствует преждевременному снижению поверхностной активности раствора АПАВ.

2. В качестве раствора АПАВ используют подмыльный щелок пластификатор строительных растворов. ПЩ является вторичным продуктом, образующимся в процессе производства мыла при омылении синтетических жирных кислот на мыловаренных заводах. ПЩ представляет собой подвижную, темно-коричневую жидкость, имеющую плотность 1,075-1,100 г/см, pH 11-12, межфазное натяжение на границе вода-керосин 0,9-1,0 мH/м.

Компонентный состав ПЩ, выпускаемого согласно ТУ 18 РСФСР 780-78, мас.

Натриевые соли синтетических жирных кислот До 1,0.

Свободная едкая щелочь До 0,2.

Свободная углекислая сода До 1,5.

Хлорид натрия До 15,0.

Вода Остальное.

3. В качестве щелочных агентов используют водные растворы щелочи и/или соли одновалентных катионов с многоосновными минеральными кислотами, например, силикат натрия, сульфат аммония. Это позволяет существенно повысить эффективность высаждения многовалентных катионов в результате образования малорастворимых осадков и сохранения щелочных свойств раствора за счет его большей буфферной емкости. Кроме того, осадок, образующийся при контакте щелочного агента и минерализованной воды, способствует выравниванию профиля приемистости и направлению раствора АПАВ в нефтенасыщенные интервалы.

Эффективность разработанного и известного способов исследовали в лабораторных условиях путем определения прироста коэффициента нефтевытеснения. Коэффициент нефтевытеснения определяли на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давления и температуру, а также с высокой точностью контролировать текущий дебит воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта в экспериментах использовали набор образцов, представленных породами месторождений Западной Сибири. Подготовку модели пласта и жидкости к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-091 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами".

Пример 1. Для определения коэффициента нефтевытеснения два образца керна с одинаковыми линейными размерами и различной проницаемостью, которая варьировалась от 167 до 1238 мД и соотношении в колонках 2,6-5,4, после насыщения нефтью одновременно подвергали воздействию минерализованной воды (с минерализацией 20 г/л) до достижения 100%-ной обводненности по каждому из образцов. Затем последовательно закачивали оторочку щелочного агента, ПЩ и снова минерализованную воду. Определяли объем дополнительно извлеченной нефти и рассчитывали прирост коэффициента нефтевытеснения. Результаты испытания разработанного способа и способа по прототипу представлены в таблице.

Пример 2. На практике способ реализуют следующим образом. Для нагнетательной скважины пласта БС₁₀ Мамонтовского месторождения рассчитывают содержание солей жесткости в объеме пласта, ограниченном радиусом 15 м от ствола скважины, что составляет 42,4 кг при минерализации по кальцию 300 мг/л. Исходя из этого рассчитывают количество силиката натрия необходимое для высаждения ионов кальция и магния. Затем готовят водный раствор силиката натрия с концентрацией 0,25% в количестве 20 м. Далее полученный раствор закачивают в нагнетательную скважину и продавливают пресной водой в количестве 10-20 м. После этого закачивают ПЩ в объеме 100 м с учетом приемистости скважины, составляющей 350 м и продолжают нагнетание воды.

Примеры, приведенные в таблице, показывают, что применение предлагаемого способа позволяет значительно увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения. В опытах 1,2,5 показано использование в качестве щелочного агента раствора щелочи и соли многоосновной кислоты, в опытах 3 и 4 используются только натриевые соли многоосновных кислот. Последнее возможно, благодаря щелочным свойствам растворов этих солей и их осадкообразующей способности при реагировании с многовалентными катионами. Закачка ПЩ на второй стадии позволяет добиться увеличения коэффициента нефтевытеснения за счет поверхностно-активных свойств реагента и его более равномерного распределения между пропластками различной проницаемости.

При использовании способа по прототипу эффективность вытеснения нефти из модели пласта существенно ниже, несмотря на значительно большие объемы оторочек закачиваемых реагентов, что связано с неполным переводом карбоновых кислот в активную форму и неравномерным распределением образующегося АПАВ в объеме модели.

Таким образом, применение нового способа, по сравнению с известным, позволяет увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения в 1,7-2,2 раза и существенно сократить затраты на реализацию технологии.

Результаты представлены в таблице.

Заявлен способ повышения нефтеотдачи пластов. Сущность способа: повышение эффективности вытеснения нефти за счет снижения жесткости минерализованной воды, путем закачки в пласт щелочного агента, представляющего собой водный раствор щелочи и/или соли одновалентного катиона и многоосновной минеральной кислоты, и последующей закачки раствора АПАВ, в качестве которого берут подмыльный щелок - пластификатор строительных растворов. Способ реализуют путем последовательной закачки в пласт щелочного агента и подмыльного щелока. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт соединений карбоновых кислот и щелочного агента, отличающийся тем, что первоначально закачивают щелочной агент, а затем водный раствор соединения карбоновой кислоты, в качестве которого используют подмыльный щелок - пластификатор строительных растворов. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют раствор щелочи и/или соли одновалентных катионов с многоосновными минеральными кислотами, например натрия силикат.