Водный раствор для извлечения нефти из геологического пласта Советский патент 1989 года по МПК E21B43/22 

1

Изобретение относится к добыче нефти из геологических пластов посредством заводнения пласта водным раствором полимера и щелочи.

Целью изобретения является увеличение извлечения нефти.

Водный раствор для извлечения нефти из пласта содержит щелочь и полимер и имеет вязкость, которая составляет по крайней мере 50% вязкости добываемой нефти, концентрация щелочи в растворе такова, что межфазное натяжение между водным раствором щелочи и нефтью составляет 0,04 - 0,055 дин/см, причем в качестве полимера он содержит частично гидролизованный полиакриламид, а

в качестве щелочи - NaaC03, или NaOH, или Na4SiO } при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Частично гидролизованный

полиакриламид Та2СО,, или

0,3-810-03853

NaOH, или

Na4Si04 0,64-0,85

ВодаОстальное

На фиг.1 показано схематически устройство, применяемое в процессе 1 заводнения колонки породы; на фиг. 2-6 - значения давления, или факторы сопротивления для заводнения колонки породы; фиг. 7 - график меж поверхностного натяжения между разЯ-

ьэ

ел

ts3

С/

личными растворами щелочи и сырой нефтью.

Водный раствор щелочи и полимера содержит компоненты щелочи и водорастворимого полимера, которые отдельно и в комбинации применяют в процессе извлечения остаточной нефти из геологических пластов посредством закачки водных растворов через пласт.

Можно применять полимеры различных типов, включая акриламидные полимеры, полисахариды, целлюлозы,акриловые полимеры и полиалкиленовые окислы. Примерами акриламидных полимеров являются частично гидролизован- ные (например, 15-35%-ной степени гидролиза) полиакриламиды, например Цианатрол фирмы Америкэн Цианамид1, привитые сополимеры крахмала и акрил амида-, сополимеры NjN-диметилакрил- амида, акриламид и сополимеры 2-ак- риламид-2-метилпропансульфонат/акрил амид. Полисахаридом, который мож- но применять, является ксантановая смола. Можно применять селероглюкан, который получают посредством ферментации глюкозы с рядом грибков Sele- rotium. К целлюлозе, которую можно применять, относятся гидроксиэтил- целлюлоза, карбоксиметилцеллюлоза, полимеры сложных эфиров сульфата натрия и целлюлозы.

Применяемый полимер предпочтительно содержится в водном растворе в достаточном количестве для обеспечения вязкости водного раствора по Брукфилду, которая составляет по крайней мере 50% соответствующей вязкости остаточной нефти в геологическом пласте. Вязкость водных растворов может превышать вязкость нефти (например, быть равной примерно 150% вязкости нефти), однако по экономи- ческим причинам это нецелесообразно. Предпочтительна вязкость раствора, содержащего полимер, которая приближается к вязкости сырой нефти. В зависимости от типа полимера, нефти и температуры в геологическом пласте достаточна концентрация примерно 1000 - 5000 ч. на тыс. полимера по весу воды, например 3500-4000 ч. на тыс. полиакриламида.

Щелочными материалами являются водорастворимые вещества, применяв- Гидроокись мые для освобождения ионов гидрокси- натрия

д

5 0 5 0

5

5

0

0

Гидроокись натрия

ла в водном растворе, которые имеют достаточную щелочную реакцию с нефтью для значительного снижения поверхностного натяжения между остаточной нефтью и водным раствором, содержащим щелочь и полимер. Предпочтительными являются соединения щелочного металла, например, те,которые содержат натрий или калий как катионы. Примерами щелочных материалов являются ,, KzCOj, NaOH, КОН, Na4Si04, K4Si04. Предпочтительным является карбонат натрия,так как он обеспечивает, высокую степень нагнетания (создает меньшее сопротивление потоку) во время ввода в геологический пласт по сравнению с обычным уровнем улучшения межповерхностного натяжения.

Для определения количества щелочи в водном растворе можно построить известным способом график (фиг.7), на котором представлено межфазное натяжение между щелочными растворами различной концентрации и сырой нефтью. Минимальное межфазное натяжение между раствором, содержащим щелочь, и сырой нефтью можно определить с помощью тензометра, например, способом падающей или вращающейся капли..

График на фиг.7 построен в соответствии с примерами, описанными для определенного количества различных концентраций гидроокиси натрия,карбоната натрия и ортосиликата натрия. С его помощью можно определять приближенные характеристики межфазного натяжения между различными щелочами и данной сырой нефтью. Н-а основании этого графика выбирают начальные концентрации щелочи, соответствующие или приближающиеся к минимальным значениям межфазного натяжения, представленным на графике. В примерах были выбраны следующие концентрации щелочи и согласно графику даны следующие приближенные значения межповерхностного натяжения в щелочном растворе при контакте с сырой нефтью:

Щелочь Концентрация

(0,5 мас.% щелочи,

Na40) мас.%

Межповерхностноенатяжение, дин/см

0,640

0,055

Кярбонат

натрия

Ортосиликат

натрия

0,850

0,05

0,04

0,764

Концентрация щелочи, вводимой в геологический пласт (вместе с водой и полимером), должна обеспечить создание межфаяного натяжения меньше 0,1 дин/см, предпочтительно меньше 0,07 дин/см.

Другой формой расхода щелочи является осаждение определенных видов анионов из щелочи в результате при- сутствия растворенных катионов (например, , Мр; и т.д.) в погребенной воде геологического пласта.Чтобы определить расход щелочи вследствие осаждения многовалентных ионов, можно измерить воду от предыдущих заводнений на степень осаждения.

° В некоторых случаях не обязательно вводить достаточное количество щелочи в пласт породы для определен- ных условий минимального межповерхностного натяжения (например, меньше 0,1 дин/см, предпочтительно меньше 0,07 дин/см), относящихся ко всему геологическому пласту,

Водный раствор тделочи и полимера можно вводить в геологический пласт., например, при температуре примерно 35-95 С в достаточном количестве для вытеснения нефти (например, с поро- вым объемом примерно 0,1-1,0 объема пор пласта) и для извлечения остаточной нефти из геологического пласта. Инжекцию раствора щелочи и полимера в пласт можно осуществлять до или после применения других способов добычи нефти, например посредством заводнения и т.д. Такой способ предпочтительно применяют в третичной добыче нефти (например, после первичной добычи путем закачки и вторичной добычи путем заводнения).

Примеры 1-5. Произвели ряд заводнений колонок породы с сырой нефтью. В примере 1 применяли только полимер (сравнительный пример), в примерах 2-5 - раствор по изобретению (см. фиг. .-б).

Колонки размером 2 дюйма (50,8мм) х 2 фута (610 мм) из песчаника Вег- са нарезали из одного блока породы для достижения оптимальной воспроизводимости данных. Свойства этих колонок показаны в. табл.1. Колонки за

ю

15 20

2530

35 40 45 50

55

526

делали в жаропрочную смолу с отводами для измерения давления через смолу к поверхности колонки Колонки разделили на три части равной длины и с целью измерения давления сделали два внутренних отвода.

Спектрография показала, что основными элементами колонок были кремний, кальций и алюминий со значительными уровнями содержания железа, магния, калия, натрия и титана. Исследование под электронным микроскопом показало присутствие частиц неправильной формы диаметром 100 - 400 мкм в переметку с небольшими частицами диаметром 0,2-10 мкм.

Во всех заводнениях колонок применяли отфильтрованную кислую сырую нефть (при 51,67 с), со следующими свойствами:

Вязкость по

Q Брукфилду,сП,при, С:

24465

29295

35200

40,56144

51,6766

62,7848

Сила тяжести API20,8

Общее кислотное

число, мг КОН/г2,80

(AS TM D 664)

Все образцы щелочи иполимера смешали в свежей воде.

Моделированный состав рассола - свежей воды (вода для инжекции,

умягченная 3:1,рН 7,6):

Ион ч. на тыс.мг/л Аммоний39,22,173 Кальций0,50,025 Магний0,50,041 Калий2,90,074 Натрий2946,7 127,849 Сульфат133,62,782 Хлорид4403,5124,207 Карбонат (вычисленный)4,00,134 Бикарбонат (вычисленный)185,53,041 Нитрат1,10,0165 Борат23,80,306 Иодид1,00,007 Железо

Барий-Фторид0,70,037

64, ав,

г/л рассола: 0,1163

0,2554 0,0071

0,0018

0,0042 0,0055 7,1238 0,1975 0,0010 0,0308

0,0014

0,0015

Моделированный состав рассола - ластовой воды (вода для инжекции, вободная от карбонатов и бикарбонаов и имеющая значение рН 6,8):

Ион

Аммоний Кальций Магний Калий Натрий Сульфат Хлорид Карбонат (вычисленный) Бикарбонат (вычисленный) Нитрат Борат Иодид Железо Барий Фторид Общее количестворастворенных твердых веществ

ч.на тыс. 157,0 450,0 430,0

10356,0 78,0 18185,1

мг/л 8,704 22,455 35,373

448,025

1,624

512,934

95,0 4,0

1,224 0,0032

29755,1

Химический состав, г/л рассола:

Хлорид аммония0,4656

Бикарбонат

натрия

Карбонат натрия

Хлорид кальция

2Н401,6506

0

0

5

0

5

0

5

0

5

3,5959

26,0889 0,1153 0,0047 0,1232

Хлорид магния

6Н40

Хлорид калия

Хлорид натрия

Сульфат натрия

Иодид натрия

Борат натрия

Нитрат натрия торид натрия

Применяли следующие щелочные агенты (ссылки даны на общее содержание NajO): NaOH (для примера 4 разбавили 50 мас.% едкого натра до 5 0,5 мас.% НагО), , (в воду добавили кальцинированную соду Стауф- фер Денсе Сода Эш), Wa4Si04 (приготовили основной 10%-ный раствор орто силиката натрия, мас.%: Na20 3,22:1 11,35; едкий натр, 50%-ный раствор, 15,10; деионизиро- ванная вода 73,55.

0,5 мас.% разбавили посредством впрыскивания воды для примера 5.

Для всех заводнений колонок применяли частично гидролизованный полиакрил амид (цианатрол марки 940 S фирмы Америкэн Цианамид). 5000 ч. на тыс. раствора полимера смешали с 10%-ным раствором щелочи (в свежей воде). Таким образом, получили раствор с требуемой концентрацией щелочи , Раствор разбавили свежей водой, содержащей щелочь требуемой концентрации, для получения полимера соответствующей концентрации.Во время приготовления растворов вязкость была равна 50 сП. Вязкость со временем увеличилась для всех комбинаций щелочь - полимер из-за возможного гидролиза полиакриламида.Во время последних стадий инжекции раствора вязкость может достигать 55 - 60 сП.

Устройство для затопления (заводнения) колонок схематически показано на фиг.1 .

Нагнетательный поршневой насос 1 Ruska применяли в соединении с камерой, имеющей постоянную температуру. До начала впрыскивания температуру колонки 2 и жидкостей повысили до температуры резервуара 3. Насыщение воды из хранилища было достигнуто посредством создания вакуума на колонке 2 в течение примерно 12ч. З а- тем в колонку вводили сырую нефть из резервуара до прекращения вытекания воды, Ц,пя достижения максимального насыщения нефти ввод осуществляли с высокой скоростью (10 футов в день).

Первичную и вторичную добычи моделировали комбинированным способом посредством инжекции воды из хранилища с фронтальной скоростью движения 2,0 фута в день до достижения заданного уровня насыщения нефт В конце заводнения соотношение воды и нефти составило 20:1. Последовательность общего заводнения и третичной добычи следующая:

«Ьронталь- Поро- ная ско- вый рость объем (фут в день)

а.Инжекция воды из резер0 вуара1,0 7-8

б.Инжекция воды из резервуара1 ,0 До устойчивго значения

Р

в.Инжекция впрыскиваемой воды 1,0 0,25

г.Инжекция первой порции химических

веществ 1 ,0 1,0

д.Инжекция влрыскив аемой

воды10,0 0,1

е.Инжекция воды

из хранилища 10,0 . 3,5 Пробы были собраны только но время стадий г-е. Эти пробы применяли для определения характеристики насыщения нефти в зависимости от по рового объема вводимой жидкости. Для определения полученных уровней кальция, магния и кремния (путем спектроскопии поглощения атомов) и рН провели анализ проб. Для количественного определения концентрации щелочи в каждой пробе провели титрование с 0,1 NHC1.

Точные объемы вводимых жидкостей с указанием их характеристик приведены в табл. 2 (значения вязкости даны при 51,67 О).

/ S 210

Кылн проведены измерения межпо- вррхностного натяжения между сырой нефтью и каждым палочным агентом. Испытывали концентрации щелочи во вводимой воде в пределах 0-7,0 мас.% NatO. Для всех значений меныче 1,0 дин/см применяли тензометр с постоянной температурой и постоянной

скоростью для измерения межповерхностного натяжения методом вращающейся капли. Все измерения проводили при 51,67 С и скорости 3600 об/мин спустя 5 мин после контакта нефти со

5 щелочью. Такой период времени дает минимальное значение межповерхностного натяжения для этих систем в зависимости от времени.

Если оценка методом вращающейся

о капли была неуспешной из-за полученного значения межповерхностного натяжения свыгае I,0 дин/см, то для проведения измерений применяли кольцевой прибор при 21°П.

5 Три из четырех испытываемых щелочных агентов показали уменьшение в межповерхностном натяжении от 17,6 дин/см (при отсутствии щелочи) до уровней, соответствующих текучее0 ти третичной нефти. Только бикарбонат натрия оказался неэффективным как агент, снижающий межповерхностное натяжение для данной сырой нефти. Минимальные значения мехповерх- ностного натяжения и требуемая концентрация каждой щелочи показаны в табл.3.

В табл. 4 и 5 даны значения добычи во время каждого заводнения колон0 ки породы, при этом предварительная промывка свежей водой является частью третичной добычи и заводнения соответственно. Данные о добыче неф- ти показывают начальное насыщение

5 нефти ( ), добычу с заводнением (Я S0; ), остаточное заводнение (Боч ), третичную добычу с применением водного раствора 0;елочи и полимера согласно изобретению (% S04),

0 остаточное насыщение (S0Ј ) в колонке и общую добычу (добыча с заводнением плюс третичная добыча).

Вычисление процента первоначальной добычи нефти (01Р) благодаря

5 третичной добыче получают посредством деления данных третичной добычи (например, объемных частей) на соответствующие значения для начального насыщения нефти fS0; ).

5

Таким образом, % ПТР по примерам 1-5 при условии, что предварительная промывка - часть третичной добычи (см. табл.4), составляет

Пример: 1 10,9

254,3

346,0

447,4

550,7 а при условии, что предварительная промывка - заводнение (см.табл.5),

% OIP составляет

Пример: 1 10,3

253,8

345,5

446,8

550,2

Так как количество нефти, полученной во время каждой предваритель™ ной промывки свежей водой, было минимальное, то можно отметить небольшое отличие результатов, представленных в табл.4, от результатов в табл.5.

Прим ер 1, который включает в себя инжекцию полимера Цианатрол 940S вязкостью 50 сП при отсутствии какой-либо щелочи, взят для сравнения. Достигалась 18,7%-ная Зй), до- быча, которую можно сравнить с третичной добычей или которая лучпе, чем третичная добыча, осуществляемая только со щелочами в некоторых работах. Одновременно с изменением скорости от 1,0 до 10,0 футов в день как часть цикла последующей промывки достигалось дополнительное увеличение добычи нефти. Такое явление не наблюдалось в испытаниях, проводимых со щелочью без полимера. Очевидно, что в присутствии среды с улучшенной текучестью благодаря остаточному полимеру в колонке изменение скорости и последующее увеличе ние давления являются достаточными для движения нефти.

Относительное изменение давления при увеличении скорости было низким в процессе добычи с применением по- лимера (в среднем увеличение в 3,7 раза) по сравнению с операциями проводимыми без полимера (в среднем в 4,8 раза), хотя высокое давление может быть наиболее важным параметром. Например, в примере 1 изменение скорости до 10,0 футов в день создает общее давление в колонке 198 футов /кв. дюйм по сравнению с операцией

0

5

0 5

0 Q

Q

5

5

без полимера под высоким давлением 12,7 футов/кв.дюйм.

Примеры 2 и 3 показывают дублиро- ваннне циклы инжекции, причем работа с колонкой в примере 2 в общем превосходит работу с колонкой в примере 3. Наводнение в примере 2 более эффективное, и это указывает на более однородную колонку с лучшей эффективностью очистки. Также следует отметить низкое начальное насыщение нефти (0,692 порового объема) в примере 2 по сравнению с другими насыщениями в других примерах (0,736 - 0,784 порового объема). Значение 0,642 порового объема находится почти в соответствии со значениями для предыдущих заводнений колонок (0,649-0,750), С присущей колонкам изменяемостью предел добычи для примеров 2 и 3 по-видимому представляет воспроизводимость полимерных систем,

95,5 и 82,6% Sob добычи для этих двух затоплений находятся в тех пределах, которые видны только в ми- целлярнърс (полимерных) системах химического заводнения. Значительное улучшение этих систем по сравнению только со щелочью или только с полимером представляет наиболее значимый результат работы.

Примеры 4 и 5 с полимером Дианат- рол 940S в соединении с едким натром и ортосиликатом натрия соответственно показывают значительное увеличение добычи по сравнению с их независимыми химическими двойниками, которые были ранее испытаны. Характеристики начального насыщения нефти и заводнения в этих испытаниях были очень сходными с характеристиками по примерам 2 и 3,

Поскольку колонки в примерах 4 и 5 аналогичны, то можно сказать,что система ортосиликата натрия превосходит систему едкого натра, хотя обе системы очень эффективны.

Во всех испытанных системах на основе полимера и на основе полимера и щелочи была отмечена очень хорошая текучесть в чистых пробах с высоким содержанием нефти (60%), взятых до любого химического прорыва для инжекции.

На фиг. 2-6 показаны значения давления во время заводнения колонок. Эти данные были получены в результате изменения дифференциального давления в передней, средней и задней секциях колонки. Данные были преобразованы в соответствующие коэффициенты сопротивления RF1-RF2 соласно следующей формуле:

% Ог

1Г

о

RF

Р( - падение давления в конце заводнения, фунт/кв.дюйм;

Р2 - падение давления в данной точке во время третичной добычи, фунт/кв.дюйм;

Q. - скорость потока в конце заводнения, мл/с;

Q - скорость потока в момент

измерения Р,, мл/с;

RF

- представляет собой кумулятивный коэффициент сопротивления.

Коэффициенты сопротивления в примере 1 (фиг.2), в котором применяют только полимер, значительно выше коэффициентов сопротивления для систем щелочь - полимер.

Если сравнить коэффициенты сопротивления для различных систем щелочь - полимер, то можно увидеть, что системы WaaC03 - 940S имеют значительно более низкие значения, чем любая система NaOH - 940S или Na4Si04 - 940S. Коэффициент сопротивления RF2 в средней секции в приме- ре 4 (фиг.5) не такой значительный, как это кажется. Из-за необычно низкого давления на базисной линии заводнения коэффициенты сопротивления необычно высокие несмотря на сходные уровни давления во всех секциях. Низкие коэффициенты сопротивления при применении системы - 940S указывают на возможность достижения высоких характеристик нагнетания.

Одновременно с получением щелочи были отмечены значительно уменьшенные уровни двухвалентных катионов. В примере 1 уровни двухвалентных

0

5

0

5

0

5

0

катионов уменьшили в результате разбавления полученного полимера свежей водой (табл.6).

Видно, что были получены более высокие, чем раньше, значения удержания, которые, вероятно, являются следствием повышенной эффективности очистки, позволяющей потреблять щелочь большей площадью поверхности породы.

Полученные данные показывают хорошую добычу остаточной нефти,достигаемую при применении заводнения щелочью и полимером в условиях низкой вязкости и межповерхностного натяжения. Применение Na2COg как щелочи с полимером дает более низкий коэффициент сопротивления во время заводнения колонки, чем применение NaOH или Na4SiOq как щелочи с полимером. В результате получают водный раствор жидкости, имеющей высокие характеристики нагнетания.

Формула изобретения

Водный раствор для извлечения нефти из геологического пласта, содержащий щелочь и полимер, отличающий ся тем, что, с целью увеличения извлечения нефти за счет создания межфазного натяжения между водным раствором щелочи и нефтью 0,04 - 0,055 дин/см и сохранения вязкости раствора, по крайней мере равной 50%-ной вязкости добываемой нефти, в качестве полимера он содержит частично гидролизованный полиакрил- амид,0 в качестве щелочи - NazCO-jj или NaOH, или Na,Si04 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Частично гидро

лиз ованный полиакриламид Na2C03, или NaOH, или Na4Si04 Вода

0,3810-0,3853

0,64-0,85 Остальное

Таблица 1

Изобретение относится к добыче нефти из геологических пластов. Цель - увеличение извлечения за счет создания межфазного натяжения между водным раствором щелочи и нефтью от 0,04 до 0,055 дины/см и сохранение вязкости раствора, по крайней мере равной 50% вязкости добываемой нефти. Раствор содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас.% : в качестве полимера частично гидролизованный полиакриламид 0,3810-0,3853, в качестве щелочи частично гидролизованный полиакриламид NA₂CO₃ или NAOH, или NA₄SIO₄ 0,64-0,85

вода остальное. Раствор готовят путем растворения ингредиентов в воде. Использование данного раствора дает хорошую добычу нефти в условиях низкой вязкости и межповерхностного натяжения. Данный раствор имеет превосходные характеристики нагнетания. 7 ил., 7 табл.

Введенный объем добытой воды,поро- вый объем Вязкость свежей воды, сП Введенный объем свежей воды (предв.промывка), поровый объем Раствор

Концентрация щелочи, мас,% Концентрация полимера, ч. на тыс.

Вязкость раствора, сП

Введенный объем, поровый объем раствора: свежей воды (послед.промывка) пластовая вода (послед.промывк а)

0,25 940S

. .0,250,250,250,32

Na4CO,/940S UaeCO,/940S NaOH /940S Na4Si04/940S

0,850 .

0,850

3828 48,5

1,00 0,10 3,52

0,640

3810 48,5

1 ,00 О.Т О 3,33

0,764

3850 50,5

1 ,00 0,10 3,55

Таблица 2

0,640

3810 48,5

1 ,00 О.Т О 3,33

0,764

3850 50,5

1 ,00 0,10 3,55

Сабли ц аЗ

D

Таблицаб

Фиг1

$-вПф JTS S b ОЪ S C Q-i ffZ 01 П O l S O Q-Q.

4JH-0 +

JK-x /JH-oЈ / j

af j 5f « tf-г g- o o OP.

Ш:5

ш -°

ffflifi 0-5 ftr g gt Ј ГУ r l ffl S ° ° °

HV-a CJH- +

Ш-в

Z W(J К l/r M ffl Of S l 02 S t fft

S O O O

ш-° /jy

ZbZ/liVl

е- Kfl

Х- Rtt

0.0 O.S W 15 tO 24 10 3.5 t.O t.S S.O Ю lft/a.6

IS

№

Ю

IS

о- НаОН х- KatC03

&-m 4$i0f

- W 2

to

-I