СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ Советский патент 1994 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений с помощью растворов на основе композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ) и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при разработке месторождений с остаточной нефтенасыщенностью.

Известен способ вытеснения остаточной нефти, включающий закачку в пласт водорастворимых солей калия и высокомолекулярного соединения катионактивного триметиленового динамина [1] . Недостаток данного способа заключается в неспособности осуществлять вытеснение остаточной нефти из-за высокого межфазного натяжения композиционной системы на границе раздела с нефтью.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ вытеснения остаточной нефти путем нагнетания в пласт водного раствора смеси водорастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ) - сульфоната и водорастворимого катионактивного вещества - первичного алифатического амина, содержащего не более 9 углеводородных атомов [2] .

Недостатком данного способа является невозможность его применения для разработки месторождений Западной Сибири, представленных полимиктовыми коллекторами с высокой температурой пласта до 90^oC и выше и минерализацией пластовых вод до 50 г/л (соли кальция, соли натрия).

Данный способ также характеризуется низким коэффициентом извлечения остаточной нефти (10% ) и при относительно низкой температуре пласта (20^oC).

Целью настоящего изобретения являются повышение эффективности способа при расширении области его применения в пластах с температурой до 90^oC и минерализацией пластовой воды до 50 г/л.

Поставленная цель достигается тем, что в способе вытеснения остаточной нефти путем нагнетания в пласт водного раствора смеси водомаслорастворимого и водорастворимого катионного поверхностно-активных веществ через нагнетательные скважины и добычи нефти через добывающие скважины, в качестве водомаслорастворимого поверхностно-активного вещества используют продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированных алкилфенолов типа АФ9-n, где n - число групп окиси этилена, равное 4-12, (нефтенол) с концентрацией 1-30 г/л, а в качестве водорастворимого катионного поверхностно-активного вещества используют продукт конденсации третичного амина с хлористым бензилом с концентрацией 1-30 г/л cо cледующей формулой:
R(CH₃)₂NCH₂C₆Н₅Cl, где R - смесь алкильных остатков C₁₀-С₁₈, при этом смесь нагнетают в пласт в количестве 1-2 поровых объема обрабатываемого пласта.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявленный способ отличается от него качественным и количественным составом композиционных ПАВ. Таким образом, заявленный способ соответствует критерию "Новизна".

При изучении других известных технических решений в данной и в смежных областях техники отличающие заявляемое изобретение от прототипа признаки выявлены не были и потому они обеспечивают новому способу соответствие критерию "существенные отличия".

Нефтенол - поверхностно-активное вещество, в состав которого входят анионное соединение в виде кислых гудронов - отходов производства олеумной и сернокислотной очистки масел, и неионогенное соединение неонол - продукт конденсации окиси этилена с алкилфенолами с 4-12 группами окиси этилена. Нефтенол выпускает Ярославский и Горьковский НПЗ по ТУ 38.507.63-89 и ТУ 38.507.63-091-90. Внешний вид - вязкая коричневая жидкость с массовой долей основного вещества не менее 60% .

Гидрофобизатор - четвертичное аммониевое соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида. По внешнему виду - данное катионактивное ПАВ - вязкая, светлого желтоватого цвета жидкость с содержанием активного вещества не менее 50% , выпускается на пилотных установках ГосНИИхлорпроекта (г. Москва).

П р и м е р. По данным многочисленных исследований пластовые воды месторождений Западно-Сибирского региона относятся к хлоркальциевому типу с содержанием солей 45-50 г/л (соли СаСl₂ и NaCl), с пластовой температурой 90^oC и выше. В ходе разработки месторождений в пласт закачивают холодную пресную и подтоварную воду. При смешении нагнетаемой пресной и пластовой вод температура призабойных зон нагнетательных скважин снижается до 75-90^oC, а минерализация до уровня 18-50 г/л.

Оценка эффективности предлагаемого способа проводилась в лабораторных условиях, моделирующих пластовые. Опыты проводили на пористых средах, представленных полимиктовой породой со свойствами, характеризующими свойства коллекторов западно-сибирских месторождений. Температура опытов 75-90^oC.

Условия опытов: длина модели пласта - 25 см, диаметр (толщина) - 2,0 см, средняя проницаемость - 0,37 мкм², пористость - 35% , скорость фильтрации - 20 м/сут, остаточная нефтенасыщенность - 27% , которую приняли за 100% .

В модель пласта с остаточной нефтью 27% (за 100% ) и водой минерализацией до 50 г/л последовательно до стабилизации давления закачивали сначала пресную воду с минерализацией 0,3 г/л, потом смеси водных растворов нефтенола и катионактивного вещества, а затем нагнетали пресную воду.

Сопоставление результатов: коэффициента остаточной нефти и коэффициента стимуляции, который рассчитывается делением водонепроницаемости образца после обработки на водопроницаемость образца после вытеснения остаточной нефти, показывает эффективное действие, т. е. увеличение проницаемости призабойной зоны разработанной технологии, параметр безразмерный.

Смесь растворов поверхностно-активных веществ готовили путем смешения нефтенола с концентрацией 1-30 г/л и катионактивного вещества с концентрацией 1-30 г/л в соотношении от 10: 1 до 1: 10 в воде с различной минерализацией до 50 г/л и закачивали в модель пласта в объеме от 1,0 до 2,0 поровых объема.

Результаты реализации заявляемого способа представлены в таблице.

Из данных, представленных в таблице, следует, что коэффициент нефтевытеснения (КН) и коэффициент стимуляции (КС) опытов NN 1, 2, 3, 4, 5, 6, . . . (заявляемый способ) неожиданно гораздо выше суммарного КН и КС опыта N 7, где в пласт закачивают только нефтенол, опыта N 8, где в пласт закачивают только катионактивное вещество, выше коэффициентов стимуляции опытов 9, 10, 11, 12, где не выдерживается концентрация веществ смеси. В данных опытах 9, 10, 11, 12 не образуется гомогенной системы, она распадается на две фазы, что приводит в конечном итоге к низкому результату вытеснения остаточной нефти.

Результаты опытов 13, 14 подтверждают оптимальность объемов нагнетания смеси: опыт 13 - объем нагнетания смеси меньше одного порового объема - коэффициент вытеснения и стимуляции ниже достигнутых в опытах 1-6; опыт 14 - объем нагнетания смеси больше двух поровых объемов, коэффициент стимуляции не возрастает, они остаются на достигнутом уровне и при этом еще происходит перерасход дорогостоящих ПАВ.

Результаты испытаний способа по прототипу (опыт 15) в подобных условиях пласта констатируют его неработоспособность.

Откуда следует, что только совместное нагнетание в пласт нефтенола и катионактивного вещества - продукта конденсации третичного амина с хлористым бензолом - с указанными в формуле изобретения концентрациями и в заявляемых объемах приводит к проявлению синергетического эффекта, который и позволяет более полно извлечь остаточную нефть. (56) Патент США N 3389750, кл. 166-9, опублик. 1968.

Авторское свидетельство СССР N 200101, кл. С 11 D 1/40, 1965.

В пласт с температурой до 90С и минерализацией пластовой воды до 50 г/л нагнетают водный раствор смеси продукта совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированных алкилфенолов типа АФ 9 - n, где n - число групп окиси этилена равно 4 - 12 (нефтенол), с концентрацией 1,0 - 30,0 г/л с продуктом конденсации третичного амина с хлористым бензилом с концентрацией 1,0 - 30,0 г/л со следующей формулой: R(CH₃)₂NCH₂C₆H₅Cl , где R - смесь алкильных остатков C₁₀-C₁₈, при этом смесь нагнетают в пласт в количестве 1 - 2 поровых объема обрабатываемого пласта. 1 табл.

СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ путем нагнетания в пласт водного раствора смеси водомаслорастворимого и водорастворимого катионного поверхностно-активных веществ через нагнетательные скважины и добычи нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при расширении области его применения в пластах с температурой до 90^oС и минерализации пластовой воды до 50 г/л, в качестве водомаслорастворимого поверхностно-активного вещества используют продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированных алкилфенолов типа АФ9 - n, где n = 4 - 12 - число групп окиси этилена (нефтенол) с концентрацией 1,0 - 30,0 г/л, а в качестве водорастворимого катионного поверхностно-активного вещества используют продукт конденсации третичного амина с хлористым бензилом с концентрацией 1,0 - 30,0 г/л со следующей формулой:
R(CH₃)₂NCH₂C₆H₅Cl,
где R - смесь алкильных остатков C₁₀ - C₁₈,
при этом смесь нагнетают в пласт в количестве 1 - 2 поровых объема обрабатываемого пласта.