ЩЕЛОЧНОЙ СОСТАВ НА ОСНОВЕ ТОРФА ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД И ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТОКОВ НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩЕЙ ВОДЫ Российский патент 2006 года по МПК C09K8/42 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для вытеснения нефти и/или изоляции притока пластовых вод в добывающих скважинах, для перераспределения потоков вытесняющей воды в нагнетательных скважинах из водопромытых высокопроницаемых интервалов в нефтенасыщенные неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы, при разработке нефтяных месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен нефтевытесняющий щелочной состав /1/, представляющий водный раствор щелочи с рН 11,5-13, содержащий соли моновалентных металлов в количестве 0,5-2,0%. Для увеличения эффективности данного состава вслед за первой щелочной оторочкой в пласт необходимо закачать вторую щелочную оторочку, содержащую загущающие реагенты. При закачке компонентов такого состава в нефтяной пласт, в результате реакции между раствором щелочи и нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, образуются нафтеновые соли щелочных металлов, которые являются поверхностно-активными веществами (ПАВ), ПАВ снижает поверхностное натяжение между водой и нефтью, последнее приводит к дополнительному вытеснению нефти и к уменьшению обводненности нефти. Основным недостатком состава является отсутствие постоянного, контролируемого количества ПАВ. Образование ПАВ в подземном пласте при закачке щелочи протекает бесконтрольно, содержание их может колебаться в зависимости от состава нефти и объема закачанной в отдельный участок пласта щелочи. Вторым недостатком состава является использование для вытеснения нефти двух оторочек щелочного раствора. Вторая оторочка щелочного раствора способствует перераспределению вытесняющей жидкости из водопромытых зон повышенной проницаемости в неохваченные процессом вытеснения зоны низкой проницаемости. Использование двух оторочек щелочного раствора не менее чем в 2 раза увеличит трудоемкость обработки пласта щелочным раствором. Третьим недостатком данного состава является также низкая концентрация щелочи. Состав с рН 11,5-13 соответствует концентрации щелочи 0,0126%-0,4%, при таких низких концентрациях образуется незначительное количество ПАВ.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав /2/ для щелочного заводнения нефтяного месторождения, содержащий щелочь в количестве 10-30% мас. При закачке такого состава в пласт происходит частичное растворение алюмосиликатов с образованием гелеобразного осадка, последний кольматирует капиллярные поры, что приводит к перераспределению потоков нефтевытесняющей воды.

Основными недостатками состава является использование водного раствора щелочи, не содержащего в своем составе ПАВ. ПАВ способствует дополнительному вытеснению нефти из нефтенасыщенной породы. Такое соединение образуется при реакции щелочи с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти. Соли нафтеновых кислот обладают поверхностно-активными свойствами, ПАВ снижает поверхностное натяжение между водой и нефтью, последнее приводит к дополнительному, по сравнению с водой, вытеснению нефти и к уменьшению ее обводненности. Вторым недостатком данного состава является также высокая концентрация основного компонента - щелочи, что приводит к заметному удорожанию его и к уменьшению объема оторочки. Последнее приводит к кратковременности положительного эффекта - дополнительного вытеснения нефти и снижения обводненности продукции.

Задачей предлагаемого технического решения является использование для вытеснения нефти щелочного раствора, содержащего в своем составе поверхностно-активные вещества для лучшего вытеснения нефти из породы. Щелочной раствор может дополнительно образовывать ПАВ при реакции с соединениями, содержащимися в нефти, - нафтеновыми кислотами, а также благодаря реакции между щелочным раствором и пластовой водой образовывать в водонасыщенных и в высокопроницаемых водонефтенасыщенных интервалах нефтяного пласта прочный, неразмываемый водой и нефтью осадок, способный уменьшать потоки воды и перераспределять их из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы. Этому будет способствовать содержащийся дополнительно в предлагаемом составе мелкодисперсный осадок. Настоящая задача решается за счет того, что щелочной состав для вытеснения нефти, изоляции притока пластовых вод и перераспределения потоков нефтевытесняющей воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы, является продуктом обработки торфа щелочью при следующем соотношении исходных компонентов, мас.%: щелочь 0,1-99,9, торф 0,1-99,9, вода остальное. Состав может быть дополнительно очищен от остатка нерастворимого в щелочи торфа и содержит, мас.%: щелочь 0,1-99,915, экстрагируемые вещества торфа 0,085-54,75, вода остальное.

Сущностью предлагаемого изобретения является то, что при взаимодействии щелочи с торфом в щелочной раствор переходят гуминовые и фульвокислоты (далее гуминовые кислоты) в виде солей. Водные растворы солей гуминовых кислот обладают пониженным поверхностным натяжением и при обработке таким раствором нефтенасыщенной породы способны дополнительно вытеснять нефть, как все ПАВ, в то же время щелочь такого раствора, реагируя с нафтеновыми кислотами нефти, дополнительно образует ПАВ. В щелочном растворе будет находиться значительное количество ПАВ как за счет гуминовых кислот, так и за счет реакции щелочи с нафтеновыми кислотами. Таким образом, при уменьшении концентрации нафтеновых кислот в нефти в растворе будет всегда находиться ПАВ, что будет способствовать вытеснению нефти из породы. Гуминовые кислоты способны образовывать не растворимые соединения с многозарядными ионами металлов. Последнее обусловит образование осадка нерастворимых соединений при взаимодействии щелочного экстракта торфа с пластовой водой или с растворами солей многовалентных металлов, специально закачиваемых в пласт.

При закачке любого раствора в нефтяной пласт жидкость попадет в первую очередь в высокопроницаемые, водопромытые интервалы пласта, и образовавшийся осадок соединений гуминовых кислот будет создавать в высокопроницаемых водонасыщенных и в водонефтенасыщенных интервалах нефтяного пласта прочной, неразмываемой водой и нефтью изолирующей системы, она способна уменьшать и перераспределять потоки воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в интервалы, неохваченные процессом вытеснения нефти. При взаимодействии торфа и щелочи в щелочной раствор переходит не весь торф, часть торфа в виде мелкодисперсного осадка остается не растворимой. Этот осадок нужно удалять при использовании щелочного экстракта для обработки низкопроницаемых мелкокапиллярных нефтенасыщенных пластов. При использовании продукта щелочной обработки торфа для закачки в пласт с высокопроницаемыми крупнокапиллярными или трещиноватыми породами осадок торфа можно не удалять. Осадок торфа в щелочном составе будет способствовать большему снижению проницаемости породы, большей кольматации пор породы. Этому условию отвечает состав, мас.%: щелочь 0,1 - 99,9, торф 0,1 - 99,9, вода остальное. Возможно закачиваемый состав готовить из состава с повышенным содержанием компонентов (концентрата) продукта щелочной обработки торфа путем разбавления водой.

Существенными отличительными признаками разработанного состава являются:

1. Повышенная нефтевытесняющая способность, обусловленная снижением поверхностного натяжения за счет солей гуминовых кислот и реакции щелочи с нафтеновыми кислотами нефти.

2. Дополнительное вытеснение нефти и создание в водонасыщенных и в высокопроницаемых водонефтенасыщенных интервалах нефтяного пласта прочной, неразмываемой водой и нефтью изолирующей системы, способной уменьшать и перераспределять потоки воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы.

3. Повышенная кольматирующая способность состава, обусловленная дополнительным содержанием мелкодисперсного торфа.

4. Способность к образованию осадка в пластовых условиях как в присутствии специально закаченного в пласт раствора, содержащего многозарядные катионы, так и за счет взаимодействия с пластовой водой.

Состав готовят следующими способами:

1. В рассчитанное количество торфа вводят раствор щелочи заданной концентрации и выдерживают заранее определенное время, при необходимости для ускорения процесса растворения (экстракции) гуминовых кислот состав можно нагреть, щелочной экстракт торфа отделяют от не растворившегося остатка торфа и используют для обработки нефтяных пластов.

2. В рассчитанное количество измельченного торфа вводят раствор щелочи заданной концентрации и выдерживают заранее определенное время, при необходимости для ускорения процесса растворения (экстракции) гуминовых кислот состав можно нагреть, щелочной экстракт торфа не отделяют от не растворившегося остатка торфа и используют для закачки в нефтяной пласт вместе с осадком.

3. Состав готовится по вышеприведенному способу 2, после приготовления перед закачкой в пласт состав разбавляется водой до заданной концентрации и, при необходимости, отделяется осадок.

Эффективность разработанного и известного составов определяли в лабораторных условиях путем получения вытесняющих растворов известным и предлагаемым способами. Сравнение эффективности составов проводили в процессах фильтрации и вытеснения нефти из модели пласта, в том числе из неоднородной. Оценку проводили по изменениям, проницаемости модели, скорости фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропласток и приросту коэффициентов вытеснения нефти.

Исследования процессов фильтрации жидкости проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давления и температуру, а также контролировать расход фильтруемых жидкостей.

В качестве модели использовали единичные образцы породы диаметром 3 см и длиной 4 см, имитирующие пропластки различной проницаемости, и составную модель диаметром 3 см и длиной 16 см Самотлорского и Славинского месторождений Западной Сибири, насыпные модели из диспергированной породы Самотлорского месторождения. Проницаемость моделей варьировалась от 49 мД до 3420 мД, соотношение проницаемостей в модели составляло от 3 до 7,2. 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. В табл.1 приведены примеры получения разработанного состава и состава по прототипу.

В табл.2, 3 приведены результаты проверки составов по определению эффективности изолирующего действия, перераспределению потоков вытесняющей воды и коэффициента вытеснения нефти.

Модель пласта насыщали водой с общей минерализацией 18 г/л (суммарное содержание солей кальция и магния 4 г/л), затем при необходимости нефтью соответствующего месторождения. После насыщения модели нефтью рассчитывали коэффициент нефтенасыщенности, образцы помещали в кернодержатель и термостатировали при пластовом давлении. Далее вытесняли нефть минерализованной водой до 100% обводнения извлекаемой жидкости. По окончании вытеснения нефти измеряли скорость фильтрации воды, проницаемость модели, после чего прекращали фильтрацию жидкости. При использовании водонасыщенной модели определяли скорости фильтрации воды и проницаемость. После прекращения фильтрации в составную модель пласта закачивали проверяемый состав в количестве 20% порового объема породы, в модель пласта из единичного образца породы закачивали исследуемые составы в количестве 100% порового объема породы. Модель оставляли на выдержку для реагирования на 6-24 часа, после этого трубопроводы очищали от образовавшегося осадка, далее фильтрацию возобновляли в обратном направлении и определяли параметры фильтрации.

На практике рекомендуется использовать состав для закачки в добывающие и нагнетательные скважины следующим образом.

По данным геолого-физических исследований оценить текущее состояние прискважинной зоны пласта в интервале перфорации и определить характер прорыва воды и источник обводнения. Далее оценить объем закачиваемого состава для проникновения его на глубину не менее 10 м от ствола скважины и кольматации интервала, по которому происходит прорыв воды. Затем приготовить изолирующий состав, закачать в скважину и продавить инертным составом в пласт; например водой, освобождая трубы и оставить для реагирования на 24 часа. Далее скважину запускают в работу. Таким образом можно снизить обводненость добываемой нефти за счет ограничения притока воды из водопромытых зон, частично перераспределить поток вытесняющей воды из водопромытой зоны в зону, не охваченную вытеснением, что приведет к дополнительному вытеснению нефти.

Для обработки нефтевмещающих пластов с целью доотмывания остаточной нефти в нагнетательную скважину закачивается состав, содержащий, мас.%: торф - 2,5, щелочь - 2,5. Можно использовать составы с меньшим содержанием компонентов.

Если пластовая вода содержит незначительное содержание катионов металлов, способных образовывать осадок с предлагаемым составом, то перед закачкой состава и/или после закачки состава рекомендуется создать оторочку из раствора, содержащего многозарядные катионы, способные образовывать осадок с закачиваемым составом.

Использование предлагаемого состава приводит к дополнительному вытеснению нефти и позволяет добиться эффективной изоляции притока пластовых вод путем закупорки высокопроницаемых, водопромытых и водонасыщенных интервалов нефтяного пласта путем создания прочной, неразмываемой водой изолирующей системы, способной уменьшать потоки воды и/или перераспределять их из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы.

Источники информации

1. Патент США №3927715, кл. Е 21 В 43/22, 1974.

2. «Нефтяное хозяйство», 1988 г., №10, с.33-35 (прототип).

Таблица 1Примеры щелочных составовИсходные компонентыПолученный составПримечаниеторф, мас.%щелочь, мас.%вода, мас.%гуминовые кислоты, мас.%Нераств. торф, мас.%0,10,199,80,060,04 1010806,53,5 47,547,559,13,9используется после разбавления водой95,00,14,90,794,5 

Таблица 2Примеры использования состава для однородной модели пласта№ п/пИспытуемый состав и объем закачки состава, VпорМодель пластаОбъем закачки оторочек до состава/после состава, VпорСодержание в составе, мас.%Проницаемость модели, мДУменьшение проницаемости после закачки состава, разКоэффициента вытеснения нефти водой, %Прирост коэффициента вытеснения нефти, %щелочигуминовых кислотмелкодисперсного торфаабсолютнаяпо воде, до закачки,по воде после закачки1NaOH 0,1%,
вода - остальное
0,2 VпорНасыпная 0,10,00,03290  1,5470,46,82торф - 0,8%
вода - остальное
0,5 VпорЕстественная 0,00,010,8253510,810,21,06  3торф - 5%
0,75 VпорЕстественная кр. пористая 0,00,015210,96,22,71,55  4NaOH 44%
торф 17,6%
вода - 38,4%
остальное, разбавл. 10 раз 0,5 VпорЕстественная кр. пористая, трещиноватая5% CaCl₂ 1Vпop, Н₂O
0,2Vпop/
H₂O
0,2Vпop
5% CaCl₂
0,5Vпop4,41,060,7490,850,243,548,463

Продолжение таблицы 25NaOH - 22%
торф 13%
разбавл. 5 раз, 0,3 VпорЕстественная составная 4,41,560,068,90,630,51,446,121,56NaOH 95%
торф - 0,1%
вода остальное
0,2 VпорНасыпная 47,50,0850,03310  3,567,39,37NaOH 10%,
вода остальное
0,2 VпорНасыпная 100,00,03320  2,2562,57.58NaOH 40%
остальное вода
0,2 VпорНасыпная 400,00,03420  3,570,28,49NaOH - 0,1%
торф - 95%
разбавлен 10 раз
0,2 VпорЕстественная 0,10,079,51204,32,531,7  

Таблица 3Примеры использования состава для неоднородной насыпной модели пласта№ п/пИспытуемый состав и объем закачки состава, VпорОторочка до закачки состава/после закачки составаСодержание в составе, мас.%Коэффициент вытеснения нефти водой высокопроницаемого пропластка/низкопроницаемого пропластка, %Соотношение скоростей фильтрацииПрирост коэффициента вытеснения нефти высокопроницаемый пропласток/низкопроницаемый, %ЩелочиГуминовых кислотМелкодисперсного торфадо закачки составапосле закачки состава1NaOH - 10%
торф - 10%
вода - остальное
0,05 Vпор/10% CaCl₂106,53,580,1/107,21,54,3/35,62NaOH - 10%
вода - остальное
0,1 Vпор5% CaCl₂/
5% CaCl₂
0,05 Vпор100,00,065,7/24,431,18,1/28,33NaOH - 22%
торф - 13%
вода - остальное
разбавл. 2 раза, 0,05 Vпор5% CaCl₂
0,05 Vпор/5
% CaCl₂
0,05 Vпор114,550,067/253,20,513/32,24торф - NaOH -
торф - 0,1%
вода - остальное
0,2Vпор 0,10,060,067,3/22,43,33,30,6/1,3

Продолжение таблицы 35NaOH - 0,1%
торф - 0,1%
0,2 Vпор 0,10,060,0465,9/21,83,53,00,5/1,26NaOH - 47,5%
торф - 47,5%,
вода остальное
разбавл. 23,75 раз
0,2 Vпор 21,70,372,1/14,35,51,64,6/32,47NaOH - 47,5%
торф 47,5%
вода остальное
разбавл. 4,75 раза
0,2 Vпор 108,50,072,5/13,55,42,23,7/30,6

Настоящее изобретение может найти применение в нефтедобывающей промышленности. Технический результат - дополнительное вытеснение нефти за счет поверхностно-активных свойств водного раствора продукта на основе торфа, а также создание в водонасыщенных и в высокопроницаемых водонефтенасыщенных интервалах нефтяного пласта прочной, неразмываемой водой изолирующей системы, способной уменьшать и/или перераспределять потоки воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы. Щелочной состав для вытеснения нефти, изоляции притока пластовых вод и перераспределения потоков нефтевытесняющей воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы, является продуктом обработки торфа щелочью при следующем соотношении исходных компонентов, мас.%: щелочь 0,1 - 99,9, торф 0,1 - 99,9, вода остальное. В том случае, если состав дополнительно очищен от остатка нерастворимого в щелочи торфа, он содержит, мас.%: щелочь 0,1 - 99,915, экстрагируемые вещества торфа 0,085 - 54,75, вода остальное. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Щелочной состав для вытеснения нефти, изоляции притока пластовых вод и перераспределения потоков нефтевытесняющей воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы, характеризующийся тем, что он является продуктом обработки торфа щелочью при следующем соотношении исходных компонентов, мас.%:

Щелочь 0,1 - 99,9 Торф 0,1 - 99,9 Вода Остальное

Щелочь0,1 - 99,915 Экстрагируемые вещества торфа0,085 - 54,75 ВодаОстальное