СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений с помощью заводнения.

Известен способ увеличения добычи нефти, включающий последовательную закачку двух растворов химических реагентов, взаимодействующих между собой с образованием нерастворимого осадка [1]. Способ обеспечивает селективную изоляцию неоднородного по вертикали нефтеносного пласта и способствует более равномерному вытеснению нефти. Недостатком способа является низкая эффективность на поздних стадиях разработки, обусловленная ограниченной поверхностной активностью закачиваемых и образующихся в пласте реагентов.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий закачку водных растворов неиногенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), хлорида кальция, соли многоосновной кислоты, образующей с хлоридом кальция нерастворимый осадок, и полимера [2] . Способ обеспечивает перераспределение потоков воды за счет увеличения фактора сопротивления в водопромытых интервалах в результате закачки в пласт дисперсии твердых частиц, образующихся при взаимодействии реагентов. Основным недостатком способа является низкая эффективность при его использовании на коллекторах с зональной неоднородностью и трещиноватых коллекторах, находящихся на поздних стадиях разработки. Способ не применим на низкопроницаемых коллекторах, а также на коллекторах с повышенными температурой и минерализацией пластовой или закачиваемой воды.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности воздействия способа на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. Поставленная задача решается тем, что в известном способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем закачку в пласт водных растворов неионогенного поверхностно-активного вещества, хлорида кальция и соли многоосновной кислоты, образующей с хлоридом кальция нерастворимый осадок, водные растворы неионогенного поверхностно-активного вещества и соли многоосновной кислоты закачивают в виде эмульсии, содержащей нефтепродукт в количестве 5-50% от общей массы эмульсии, при этом эмульсию и водный раствор хлорида кальция закачивают раздельно. В качестве раствора соли многоосновной кислоты в разработанном способе используют 0,1-15% растворы преимущественно силиката натрия, сульфата натрия или карбоната натрия, а в качестве нефтепродукта используют преимущественно нефть, нефрас или бензин.

Закачка предлагаемых составов в соответствии с разработанным способом обеспечивает протекание в пластовых условиях следующих процессов.

Эмульсия, содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество, соль многоосновной кислоты, нефтепродукт и воду, благодаря своим вязкостным и поверхностно-активным свойствам способствует перераспределению фильтрационных потоков в объеме пласта и увеличению коэффициента нефтевытеснения из интервалов, охваченных воздействием. По мере разрушения эмульсии из нее выделяется раствор соли многоосновной кислоты, который реагирует с хлоридом кальция, содержащимся в закачиваемой и пластовой воде, с образованием осадка. При этом образование осадка происходит в наиболее проницаемых водопромытых интервалах, что обеспечивает дальнейшее перераспределение фильтрационных потоков и препятствует прорыву воды.

Существенными отличительными признаками предлагаемого изобретения являются.

1. Закачка растворов неионогенного поверхностно-активного вещества и соли многоосновной кислоты в виде эмульсии, содержащей нефтепродукт в количестве 5-50% от общей массы эмульсии. Закачка растворов реагентов в виде эмульсии обеспечивает эффективное воздействие на нефтяной пласт с целью перераспределения фильтрационных потоков за счет вязкостных свойств эмульсии, регулируемых содержанием нефтепродукта. Кроме того, это способствует снижению скорости образования осадка при взаимодействии соли многоосновной кислоты и хлорида кальция, закачиваемого в виде раствора или присутствующего в минерализованной воде.

2. Раздельная закачка эмульсии, содержащей неионогенное поверхностно-активное вещество и соль многоосновной кислоты, и раствора хлорида кальция. В этом случае при взаимодействии реагентов осадок образуется исключительно в объеме пласта в водопромытых высокопроницаемых интервалах, что предотвращает кольматацию прискважинной зоны пласта скважины и нефтенасыщенных интервалов.

3. Использование в качестве раствора соли многоосновной кислоты 0,1 - 15% раствора силиката натрия, сульфата натрия, карбоната натрия, фосфата натрия и т.д. Использование указанных растворов солей позволяет получать при взаимодействии с раствором хлорида кальция устойчивые нерастворимые в воде осадки и в широких пределах регулировать их количество.

4. Использование в качестве нефтепродукта нефти, нефраса, бензина и других углеводородов. Это позволяет получать эмульсии на основе неионогенных поверхностно-активных веществ и соли многоосновной кислоты, регулировать их вязкость и растворяющую способность по отношению к нефти и ее компонентам.

Для реализации разработанного способа используются товарные реагенты и составы на их основе:
- неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ): неонол АФ_9-12, товарные формы CHO-3, CHO-4, нефтенол-ВВД и их аналоги;
- соль многоосновной кислоты: натрия метасиликат, натрия силикат (жидкое стекло), натрия сульфат, натрия карбонат, натрия фосфат и т.д.;
- нефтепродукт: нефть, нефрас 50/170, нефрас 120/200, толуольная фракция, бензиновый растворитель БР-1 и т.д.;
- хлорид кальция.

Эффективность разработанного и известного способов исследовали в лабораторных условиях на неоднородной модели пласта. Оценку эффективности проводили по изменению скоростей фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки и по приросту коэффициентов нефтевытеснения.

Исследования проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 60 см и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости. Проницаемость колонок варьировалась от 320 до 2150 мД, соотношение проницаемостей в модели составляло 1,8-3,4. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами".

Предлагаемое изобретение иллюстрируется следующим примером.

Пример 1. Определение прироста коэффициента нефтевытеснения из неоднородной модели пласта.

Модель пласта термостатируют при 75^oC и насыщают водой с общей минерализацией 18 г/л, а затем нефтью. Далее нефть вытесняют минерализованной водой до 100%-го обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой.

Затем в модель пласта в соответствии с разработанным способом закачивают эмульсию, содержащую НПАВ (СНО-3А) - 0,5%, Na₂SiO₃ - 0,5%, нефть - 30%, вода - остальное, объемом 20% V_пор, буфер воды, в затем 1%-ый раствор хлорида кальция объемом 10% V_пор. Далее через модель пласта прокачивают минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают прирост коэффициентов нефтевытеснения (опыт N 1). Эмульсию для опыта готовят смешением водного раствора, содержащего расчетные количества НПАВ и Na₂SiO₃, и нефти.

Аналогичным образом, изменяя состав эмульсии, содержащей НПАВ и соль многоосновной кислоты, проводят испытания других вариантов разработанного способа и способа по прототипу. При испытании способа по прототипу объем закачиваемой дисперсии составлял 50% V_пор. Результаты опытов представлены в таблице .

Полученные результаты показывают, что использование разработанного способа позволяет добиваться более существенного прироста коэффициентов нефтевытеснения из обеих колонок неоднородной модели пласта по сравнению со способом по прототипу. Кроме того, при этом происходит перераспределение фильтрационных потоков в модели пласта и сближение скоростей фильтрации жидкостей в колонках различной проницаемости.

Выбор реагентов, концентраций, процедуры в разработанном способе обусловлен следующими причинами.

Варьируя концентрацию НПАВ, возможно получение эмульсий различной степени устойчивости, что позволяет регулировать глубину проникновения эмульсии в пласт. Использование указанных солей многоосновных кислот обеспечивает образование нерастворимых в воде осадков. При этом концентрационные пределы 0,1-15% мас. определены с учетом растворимости солей при комнатной температуре и получения осадка в количестве, достаточном для эффективного воздействия на водопромытые интервалы. Предложенное содержание и выбор нефтепродуктов позволяет регулировать вязкость эмульсии и ее нефтеотмывающие свойства. Более высокая вязкость эмульсии достигается при использовании нефти, а использование нефраса, бензина и других углеводородных растворителей способствует увеличению подвижности пластовой нефти и растворению ее тяжелых компонентов.

В разработанном способе используются растворы хлорида кальция различной концентрации, что позволяет регулировать скорость высаждения осадков и их количество. Раздельная закачка эмульсии, содержащей соль многоосновной кислоты, и раствора хлорида кальция предотвращает кольматацию ПЗП нагнетательной скважины и обеспечивает образование осадка в объеме пласта. Последовательность закачки эмульсии и раствора хлорида кальция позволяет регулировать скорость осадкообразования и направлять реагенты в более предпочтительные интервалы.

При испытании способа по прототипу установлено, что рост фильтрационного сопротивления в модели пласта сопровождается незначительным изменением соотношения скоростей фильтрации в колонках различной проницаемости (опыт 9). Это обусловлено неселективным проникновением дисперсии твердых частиц в обе колонки, что в реальных пластовых условиях может привести к кольматации низкопроницаемых интервалов и отключения их из разработки.

Таким образом, разработанный способ позволяет добиваться значительного прироста коэффициентов нефтевытеснения из интервалов пласта различной проницаемости и при этом способствует увеличению охвата пласта заводнением. Регулируя состав закачиваемой эмульсии, возможно использование способа на пластах с различными коллекторскими свойствами.

На практике способ может быть реализован в двух вариантах.

1. Первоначально на кусте скважин готовят эмульсию, содержащую НПАВ, соль многоосновной кислоты, нефтепродукт и воду (в качестве соответствующих реагентов используют, например, СНО-4Б, сульфат натрия и бензин). Для этого в водный раствор сульфата натрия добавляют неонол СНО-4Б и бензин, а затем перемешивают до получения однородного состава. Затем эмульсию закачивают в нагнетательную скважину, продавливают в пласт буфером воды и далее закачивают раствор хлористого кальция или минерализованную воду, содержащую хлористый кальций.

2. В поток закачиваемой в пласт воды дозируют НПАВ, соль многоосновной кислоты и нефтепродукт из расчета получения эмульсии необходимого состава. После продавки эмульсии в пласт буфером воды закачивают хлорид кальция, дозируя твердую соль или ее раствор в поток воды. Этот вариант реализации разрабатываемого способа более приемлем при закачке эмульсий с низким содержанием соли многоосновной кислоты и нефтепродукта.

Источники информации.

1. Патент США N 2747670, кл. 166-21, 1954.

2. А.С. СССР N 1682539, кл. E 21 B 43/22, 1991 - прототип.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений с помощью заводнения. Способ включает закачку в пласт раздельно водного раствора хлористого кальция и эмульсии, содержащей нефтепродукт и водные растворы неиногенного поверхностно-активного вещества и соли многоосновной кислоты. В качестве водраствора соли многоосновной кислоты используют 0,1-15% раствор преимущественно силиката натрия или карбоната натрия. В качестве нефтепродукта используют, например, нефть, нефрас или бензин. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт водных растворов неионогенного поверхностно-активного вещества, хлорида кальция и соли многоосновной кислоты, образующей с хлоридом кальция нерастворимый осадок, отличающийся тем, что водные растворы неионогенного поверхностно-активного вещества и соли многоосновной кислоты закачивают в виде эмульсии, содержащей нефтепродукт в количестве 5 - 50% от общей массы эмульсии, при этом эмульсию и водный раствор хлорида кальция закачивают раздельно. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водного раствора соли многоосновной кислоты используют 0,1 - 15% раствор преимущественно силиката натрия или карбоната натрия. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве нефтепродукта используют преимущественно нефть, нефрас или бензин.