СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам извлечения остаточной нефти из обводнившихся пластов на поздней стадии эксплуатации месторождения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти из добывающей скважины и закачку в нагнетательные скважины кислотных растворов с загустителями и веществами, обладающими свойствами ПАВ /1/.

Недостатком данного способа является низкая эффективность воздействия кислотных растворов на процесс вытеснения нефти из пласта, т.к. нефтеносные пласты, указанные в описанном способе, содержат до 5% карбонатов, которые при взаимодействии с HCl образуют CO₂, способствующее вытеснению нефти, кроме того, многокомпонентность состава осложняет промысловые работы.

Наиболее близким к заявляемому способу является способ извлечения остаточной нефти путем закачки в пласт композиций ПАВ с щелочными растворами /2/.

Недостатком данного способа является низкая эффективность в результате того, что щелочной раствор ПАВ будет фильтроваться по высокопроницаемым зонам пласта.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добываемой продукции за счет увеличения охвата пластов воздействием и доотмыва остаточной нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе извлечения остаточной нефти, включающем закачку щелочного раствора в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, в пласт закачивают щелочной раствор с загустителем, при взаимодействии которых в пласте образуются естественные ПАВ, а в качестве загустителя используют модифицированный гидролизный лигнин (МГЛ) в количестве 1 - 10%.

МГЛ - продукт переработки гидролизного лигнина и представляют собой мелкодисперсный порошок.

Элементарный состав МГЛ содержит, мас.%:
Углерод - 59,0-67,0
Водород - 5,27-5,97
Кислород - 25,5-33,4
Остальные элементы (S, SiO₂, AI₂O, Fe₂O₃) - 1,0-2,0
Продукт МГЛ является полифункциональным сложным веществом, содержащим бифинильные и лигниновые структуры. Он содержит до 5% финильных гидроксилов и 10% метоксильных и карбоксильных групп. Средний размер его частиц составляет 0,2 - 0,6 мм.

В процессе обработки гидролизного лигнина щелочным раствором из загустителя извлекаются естественные природные ПАВ, способствующие более полному извлечению остаточной нефти.

Кроме того, в качестве щелочных растворов используют NaOH, Na₂CO₃, Na₂SiO₃ в количестве 0,5-20%.

Сущность изобретения заключается в следующем. В нагнетательную скважину закачивают оторочками предварительно обработанный щелочным раствором загуститель, который представляет суспензию мелкодисперсных частиц МГЛ, нерастворимых в воде. Суспензия обладает высокой седиментационной устойчивостью и не требует дополнительной стабилизации. Загущенный щелочной раствор закачивают в высокопроницаемый пропласток до тех пор, пока фильтрационное сопротивление не достигнет запланированной величины. При повышенной температуре пласта в щелочной среде происходит омыление содержащихся в гидролизном лигнине веществ, имеющих гидроксильные, карбоксильные и метоксильные функциональные группы. Превращаясь в натриевые соли соответствующих кислот и эфиров, они растворяются в воде и выполняют роль естественных ПАВ. После достижения нужной величины фильтрационного сопротивления закачку загущенной щелочи прекращают и в скважину начинают закачивать воду. Вода будет фильтроваться по новому профилю, вовлекая в эксплуатацию ранее неохваченные участки пласта. При этом впереди фронта вытеснения будет оторочка вытесняющего состава, состоящая из щелочи и естественных ПАВ.

Набухание продукта МГЛ в щелочных растворах, вязкость суспензии, свойства, характеризующие качество вытесняющего состава определяли в лабораторных условиях.

Набухание загустителя определяли следующим образом: заливали навеску гидролизного лигнина раствором щелочи и выдерживали в течение 8 часов при комнатной температуре. Для того, чтобы результаты соответствовали действительности, осаждение твердой фазы осуществляли методом центрифугирования. Результаты исследований, приведенные в таблице 1, показали, что набухание загустителя в воде отсутствует, а в растворе щелочи объем увеличивается на 20-30% в зависимости от концентрации щелочи.

Вязкость суспензий определяли на вискозиметрической системе Rheomat RM180. Результаты определений представлены в таблице 1. Исходя из конкретных технологических параметров скважины, по показателю вязкости можно выбрать суспензию, отвечающую необходимым требованиям.

Качество вытесняющего состава определяли по следующим показателям: межфазное натяжение на границе с нефтью и отмывающая способность. Определение показателей проводилось стандартными методами. Результаты исследований приведены в таблице 1, из которых видно, что при равной концентрации щелочи составы по предлагаемому способу имеют меньшее межфазное натяжение и одинаковую отмывающую способность.

Исследования по определению эффективности вытеснения остаточной нефти проводились на двух взаимосвязанных насыпных моделях, имитирующих обводненный пласт. Одна из моделей насыщалась пластовой водой, другая нефтью. Длина модели - 250 мм, диаметр - 30 мм, модель заполнена кварцевым песком. Эксперимент проводился следующим образом: сначала закачивали пластовую воду для определения начальной проницаемости модели и объема остаточной нефти, затем прокачивали щелочной раствор, загущенный продуктом МГЛ и, чтобы определить степень изоляции и процент вытесненной нефти, снова определяли проницаемость модели и объем остаточной нефти.

Результаты исследований, приведенные в таблице 2, показали, что предлагаемый способ извлечения остаточной нефти эффективнее по сравнению с прототипом (опыт 4,5), при равной концентрации щелочи у состава по предлагаемому способу (опыт 1) показатель вытеснения остаточной нефти на 10% выше, чем у состава, приготовленного по прототипу (опыт 5).

Для проведения технологического процесса по предлагаемому способу в емкости готовится раствор щелочи, сюда же добавляется загуститель и все перемешивается в течение 15 минут. Приготовленная суспензия закачивается в нагнетательную скважину. По окончании закачки скважину останавливают на 2-3 часа для протекания процесса омыления веществ, содержащихся в гидролизном лигнине, которые в щелочной среде превращаются в натриевые соли и при растворении в воде образуют естественные ПАВы. По истечении времени в скважину закачивают пресную воду.

Для достижения максимального эффекта закачку целесообразнее проводить в несколько оторочек в одну или несколько нагнетательных скважин. Объем закачки может составлять от 50 до 250 м³.

Предлагаемый способ позволит повысить нефтеотдачу пласта и снизить обводненность добываемой продукции за счет увеличения охвата пласта воздействием путем вовлечения низкопроницаемых зон пласта и доотмыва остаточной нефти.

Источники информации:
1. Патент РФ N 2088753, кл. E 21 B 43/22, 1997 г.

2. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л.Сургучев, А.Т. Горбунов, Д. П. Забродин и др., М., Недра, 1991 г, стр. 315 - 316. ПРОТОТИП.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добываемой продукции. Способ извлечения остаточной нефти включает закачку щелочного раствора в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, в пласт закачивают щелочной раствор с загустителем, в качестве которого используют модифицированный гидролизный лигнин МГЛ, в количестве 1-10%, причем в качестве щелочного раствора используют NaOH Na₂CO₃, Na₂SiO₃. 1 з.п.ф-лы, 2 табл.

1. Способ извлечения остаточной нефти, включающий закачку щелочного раствора в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в пласт закачивают щелочной раствор с загустителем, при взаимодействии которых в пласте образуются естественные ПАВ, а в качестве загустителя используют модифицированный гидролизный лигнин МГЛ в количестве 1 - 10%. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве щелочных растворов используют NaOH, Na₂CO₃, Na₂SiO₃.