Способ вытеснения нефти из пласта Советский патент 1986 года по МПК E21B43/22 

vl

CD Изобретение относится к области нефтедобывающей промьпиленности, в частности к способам вытеснения неф ти из пластов, Известен способ вытеснения нефти из пласта путем закачки в него прям го мицеллярного раствора. Способ применим для пластов, минерализация воды которых не ггревьшает минерализации водной фазы мицеллярного раствора. Известен способ вытеснения нефти из пласта путем последовательной закачки в него оторочки из минерализованной воды и мицеллярного раст вора с внешней водной фазой. При зтом концентрация солей минерализованной воды меньше или равна концентрации солей водной фазы мицеля ного раствора. Цепью является повышение эффективности процесса вытеснения. Указанная цель достигается тем, что оторочку из минерализованной воды закачивают с концентрацией солей, превышакядей концентрацию солей водной фазы мицеллярного рас вора с 4,6-51 раз. Способ осуществляют следукщим образом. Закачивают в пласт оторочку мине рализованной воды с концентрацией солей, превьшанщей концентрацию закачршаемого затем мицеллярного раст вора с внешней водной фазой. При зтом концентрация солей закачиваемо минерализованной воды превышает кон центрацию водной фазы мицеллярного раствора в 4,6-51 раз. Состояние прямого мицеллярного раствора (ПМР) в контакте с водой различной минерализации и с нефтью хорошо наблюдается в статических: условиях. С этой целью были проведены опыты по следующей методике. . В градуированный цилиндр емкост 50 мл заливаюг воду определенной минерализации в объеме 10 мл. Затем на поверхность осторожно наслаивают из пипетки прямой мицеллярный раствор (30, мл) и на ПМР 10 мл нефт cj .0,847 г/смз и ,о 5,53спз Мицеллярный раствор в этих опыта имел следующий состав, мас.%: Аммонийный нефтяной сульфонат эквивалентного веса 507 (в перасчете на активное вещество)3,6 . Углеводород (масло, входящее в состав нефтяного сульфоната)8,0 Сульфат аммония 2,4 Вода водопроводная 86,0 Мицеллярный раствор данного состава готовился путем смешивания 80% водопроводной воды с 20% нефтяного сульфоната, получаемого в объединении Омскнефтеоргсинтез путем нейтрализации аммиаком кислого гудрона побочного продукта производства присадки к маслам С-300. Состав этого нефтяного сульфоната следукяций, мас.%: Аммонийньй нефтяной сульфонат .. 18,0 Углеводород (несульфированное масло)40,3 Сульфат аммония 12,0 Вода. 29,7 Вода определенной минерализации готовилась путем разбавления пластовой воды Радаевского месторождения обшей минерализации 246,2 г/л водопроводной водой в объемном соотношении 2:1, 1:1, 1:2, 1:10, 1:100. Пластовая вода имеет 1,1633 г/см и следунлций состав, г/л: СГ150,40 1,18 i,0,04 246,23 Было поставлено 6 опытов, в которых ПМР находился в контакте с нефтью и водой, различной минерализации, начиная с 246 и до 2,4 г/л. Опыт проводился при комнатной температуре. Визуально в цилиндрах наблюдалось активное смешивание ПМР с нефтью и водой любой минерализации - образутся промежуточные слои между фазами. Через 7-10 дней смешивание фаз завершается. При зтом в цилиндрах, содержащих воду минерализацией вьппе 20 г/л, наблюдалось образование трех слоев: нижнего (водного) объемом 31-32 мл, среднего (обратного мицел-г лярного раствора) объемом 6-7 мл и верхнего (нефтяного) объемом 10,5311 мл. Между ОМР и нефтяным слоями граница раздела размытая, что указывает на их ограниченную смешиваемость в статических условиях, тог как между ОМР и водной фазой четка граница раздела. Состав образующегося ОМР следую щий, мае.7,: Нефтяной сульфонат 13,5-14,0 Углеводород 33,0-36,0 Водньй раствор солей50,0-54,0 В опыте с водой той же минерализации (2,4 г/л), что и минерализаци воды, находящейся в ПМР, наблюдаетс образование двух слоев с четкой гра ницей раздела: нижнего (разбавленно водой IMP) объемом 38-39 мл и верхнего (нефтяного) объемом 11-12 мл. Инверсия ПМР в обратньй МР в дин мических условиях протекает значительно быстрее. Аналогичная картина инверсии пря мого мицеллярного раствора в обратчый наблюдалась при контакте ПМР, приготовленного на основе нефтяного сульфоната со средним эквивалентным весом 417, с водой той же минерализации, что и в вышеописанном случае Состав ПМР на основе данного сул фоната был следующий, мас.%: Нефтяной сульфонат среднего эквивалентного веса 4172,0 Углеводород (масло, входящее в состав . нефтяного сульфоната) 1,2 Сульфат натрия 0,3 Вода общей минерализации 4,8 г/л. в том числе-Са + Mg 0,21 г/л Следующие примеры иллюстрируют эффективноть предлагаемого способа увеличения нефтеотдачи с помощью прямых мицеллярных растворов при извлечении остаточной нефти из керна, моделирующего третью стадию разработки. Пример 1. Нефтевытесняющая способность прямого мицеллярного раствора на основе нефтяного сульфона среднего эквивалентного йеса 417 (состав ПМР приведен вьше) определялась по следующей методике. пласта длиной 50 см и диа метром 1,1 см, представленную кварцевым песком и имеющую пористость 9Г4 36% и проницаемость по воде 3,8 дарен, насьщают пластовой водой Радаевского месторождения (состав ее приведен вьше), затем воду вытесняют тремя поровыми объемами керна алакаевской нефти вязкостью 5,53спз при 20 С и затем нефть вытесняют водопроводной водой или водой другой минерализации (соотношение радаевская вода : водопроводная вода составляет 1:0, 2:1, 1:1, 1:2, 1:10, 1:50) до предельной обводненности выходящих проб жидкости из керна. При этом конечное нефтевытеснение достигает 78-82%. Затем в керн пос-. ледовательно закачивают 5% от объема пор прямого мицеллярного раствора, 50% от объема пор водного раствора полиакриламида вязкостью 7,0 спз, и затем три порового объема керна водопроводной воды. Опыты проводятся при комнатной температуре (20-22 С). Полученные данные по нефтевытеснению показывают, что ПМР практически не вытесняет нефть из керна, содержащего водопроводную воду или воду, близкую по минерализации к воде, на которой готовился ПМР (4,8 г/л солей). При минерализации же пластовой воды в керне, например, вьше в 5 раз, чем минерализация воды ПМР (суммарное содержание солей 2,4 г/л) нефтевытеснение прямого мицеллярного раствора резко возрастает до 65% и достигает максимальной величины (90%) при суммарном содержании солей в пластовой воде 120 г/л (содержание Са + Mg 5 г/литр). Хорошая Нефтевытесняющая способность ПМР (62/) сохраняется также при фильтрации его через керн, содержащего высокоминерализованную воду (243 г/л) с большим содержанием ще- , лочно-земельных катионов (,4 г/л) ., В промысловой практике предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи реализуют в двух вариантах в зависимости от минерализации воды, закачиваемой в пласт до начала работ с ПМР: непосредственная закачка ПМР в пласт, если пласт заводнялся водой минерализацией более, чем в 4,6-51 раз выше минерализации воды ПМР, предполагаемого к закачке; если месторождение заводнялось слабоминералиэованной водой (например, пресной) , то перед закачкой ПМР необходимо ввести в. пласт 1-5% от объема

пор минерализованной воды с суммарны содержанием солей не менее 50 г/л (более ТОЧНО содержание солей определяется по предварительным лабораторным исследованиям). При этом минерализованную воду 1отовят либо на пластовой воде высокой минерализации путем ее разбавления пресной водой, либо, если отсутствует пластовая вода, путем растворения хлористого натрия в пресной воде.

Введенньй в пласт ПМР продвигают далее раствором пол1имера (полиакриламида, полисахарида и т.п.) на пресной воде в объеме 30-50% от объема пор и затем слабоминерализованной водой.

Однако -IMP может быть приготовле и на водном растворе полимера и затем закачан в пласт.

При интенсификации работ скважин ПМР может продавливаться в призабойную зону скважины и пресной водой, если отсутствует водорастворимый полимер. .

Данный способ применения ПМР исгюльзуется на любой стадии разработки нефтяных месторождений.

Предлагаемый способ увелич(2ния нефтеотдачи был испытан на нефтеотывающую способно(ть в промысловых условиях при обработке нагнетательной скважины № 191 Радаевскогоместорождения,работающую под закачку сточных вод с суммарным содержанием солей 260 г/л. В скважину был г акачан Г1МР, приготовленный из 2,5 м омского нефтяного сульфоната (состав его привеен вьппе) и 7 м пресной воды, на 17 м интервала перфорации, ПМР проталкивался в призабойную зону скваиныпресной водой (11м).

В результате проведеннойобработки

приемистость скважины № 191 по сточной воде повысилась с 316 до 500550 м/сут при одном и том же давлении закачки.

Ориентировочный расчет экономиеской эффективности от при -1енения предполагаемого способа при интенсификации работы 100 Нагнетательных скважин показывает экономию около 0,7 млн. рублей, при увеличении

нефтеотдачи пластов на третьей стадии разработки с помощью 10 тыс. тонн омского сульфоната (в пересчете на 20% содержание актршного вещества) экономия составляет около 2,0 млн.

рублей при дополнительно добытой третичной нефти 0,5 млн. м .

1. СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА путем последовательной закачки в него оторочки из минерализованной воды и мицеллярного раствора с внешней водной фазой, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса вытеснения, оторочку из минерализованной воды закачивают с концентрацией солей, превьшающей концентрацию солей водной фазы мицеллярного раствора. 2. Способ по п. 1, о т л и ч аю щ и и с я тем, что оторочку минерализованной воды закаливают с концентрацией солей в 4,6-51 раз превьшающей концентрацию водной фазы миделлярного раствора. (Л