способ извлечения остаточной нефти

Формула изобретения

Способ извлечения остаточной нефти, включающий закачку в пласт химических реагентов с последующим проталкиванием их водой через нагнетательную скважину и отбор углеводородной жидкости через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве химических реагентов используют водный раствор углекислого аммония с концентрацией 32 33 мас. и водный раствор ингибированной соляной кислоты с концентрацией 18 19 мас. причем закачку растворов осуществляют последовательно порциями, чередуя.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи обводненного пласта.

Известен способ извлечения остаточной нефти смесью, состоящей из щелочи, ПАВ, полимера. Щелочная промывка позволит получить обнадеживающие результаты. Однако использование щелочи имеет определенные ограничения, в частности происходит ослабление щелочных свойств из-за взаимодействия с породой пласта, а также с пластовыми водами. Кроме того, эффективность вытеснения зависит от активности нефти и стадии разработки месторождения /1/.

Наиболее близким к предлагаемому является способ добычи нефти с применением углекислого газа, полученного непосредственно в пласте. Для этого бурят по одной нагнетательной и добывающей скважине и через первую из них последовательно закачивают в пласт определенное количество водяного пара, а затем смесь бикарбоната натрия с лимонной кислотой, после чего закачивают вытесняющий агент воду, последний проталкивает образовавшийся в результате реакции углекислый газ в пласт. Углекислый газ способствует снижению вязкости пластовой нефти и более быстрому продвижению ее к добывающей скважине /2/.

Недостатком этого способа является малая эффективность вытеснения из-за низкой растворимости бикарбоната натрия в воде /9,6%/. Кроме того, в известном способе применяется дефицитный и дорогостоящий реагент лимонная кислота.

Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти за счет увеличения количества образующегося углекислого газа.

Цель достигается тем, что в описываемом способе извлечения остаточной нефти, включающем закачку через скважину оторочки реагентов, при взаимодействии которых в пласте образуется углекислый газ, который проталкивается по пласту закачиваемой водой, и отбор продукта через добывающую скважину в нагнетательную скважину последовательно закачивают водные растворы углекислого аммония с концентрацией 32-33% и ингибированной соляной кислоты с концентрацией 18-19% причем указанные реагенты закачиваются порциями с чередованием.

Сопоставительный анализ предлагаемого способа с прототипом показывает, что предлагаемый способ отличается тем, что в качестве реагентов, при взаимодействии которых образуется углекислый газ, в продуктивный пласт последовательно закачивают водные растворы углекислого аммония с концентрацией 32-33% ингибированной соляной кислоты с концентрацией 18-19% причем указанные реагенты закачивают порциями, чередуя. Это позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого способа критерию "новизна".

Проведенные исследования показали, что при закачке равных поровых объемов реагентов количество выделившегося углекислого газа по предлагаемому способу в 3 раза выше, чем по прототипу.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам не известна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "существенные отличия".

Предлагаемый способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

В пласт через нагнетательную скважину по насосно-компрессорным трубам, спущенным до фильтра эксплуатационной колонны, чередуя порциями по 2-3 м³ на 1 м толщи пласта, закачивают 32-33% раствора углекислого аммония и водный раствор ингибированной соляной кислоты с концентрацией 18-19%

После закачки реагентов нагнетательную скважину опять переводят на закачку воды.

Эффективность способа определяли в лабораторных условиях. При проведении исследований использованы следующие реагенты:

натрий двууглекислый, ГОСТ 2156-88;

лимонная кислота, ГОСТ 3652-89;

аммоний углекислый, ГОСТ 3762-88;

соляная кислота, ГОСТ 3118-87;

дистиллированная вода, ГОСТ 6709-92.

Испытание способа проводили на линейной модели длиной 1 м площадью поперечного сечения 6,6 10^-4 м². Модель заполняли измельченным керном, состоящим в основном из песчаника. Для контроля за давлением модель была снабжена манометром. Перед каждым экспериментом модель насыщали нефтью и определяли начальную нефтенасыщенность.

Примеры конкретного выполнения. Нами были испытаны 2 варианта предлагаемого способа и 1 известного.

Пример 1.

Объем пор модели составил 210 10^-6 м³. Начальный нефтенасыщенный объем составил 100 10^-6 м³. Через модель прокачали 4 поровых объема воды, а отобранный объем нефти при этом составил 66 10^-6 м³.

Закачку воды и отбор жидкости продолжали до прекращения выделения нефти. Коэффициент вытеснения нефти вычисляли по формуле



где V_н начальный нефтенасыщенный объем, м³;

V_д объем выделенной из модели нефти после закачки воды.

Коэффициент вытеснения нефти в этом примере составил



Затем через тот же вентиль, через который закачивали воду, закачали порциями по 5 10^-6 м³, чередуя 10 мл раствора 32% углекислого аммония и 10 мл водного раствора 18% ингибированной кислоты. Растворы реагентов закачивали порциями, чередуя для того, чтобы они полностью перемешались и прореагировали. При реакции выделилось 747 мл углекислого газа. После растворов закачали 2 поровых объема воды, дополнительно выделилось 7,5 мл нефти.

Дополнительный коэффициент вытеснения составил



Таким образом, общий коэффициент равен

K_общ=66%+7,5%=73,5%

Пример 2.

Объем пор модели составил 205 10^-6 м³. Начальный нефтенасыщенный объем составил 96 10^-6 м³. Через модель прокачали 5 поровых объемов воды. При этом отобрали 65,5 10^-6 м³ нефти, закачку воды и отбор жидкости продолжали до прекращения выделения нефти. Коэффициент вытеснения составил



Затем через тот же вентиль, через который закачивали воду, закачали порциями по 5-6 10^-6 м³, чередуя 10 мл 33% раствора углекислого аммония и 10 мл водного раствора 19% ингибированной кислоты. В результате реакции растворов выделилось 770 мл CO₂. После растворов прокачали 2 поровых объема воды. При этом дополнительно выделилось 7,0 мл нефти.

Дополнительный коэффициент вытеснения составил:



Общий коэффициент вытеснения равен:

К_общ 68,2 + 7,3 75,5

Пример 3.

Объем пор модели составил 207 10^-6 м³. Начальный нефтенасыщенный объем составил 102 10^-6 см³. Через модель прокачали 5 поровых объемов воды. При этом отобрали 67 10^-6 м³ нефти. Закачку воды и отбор жидкости продолжали до прекращения выделения нефти. Коэффициент вытеснения составил:



Затем через тот же вентиль, через который закачивали воду, закачали порциями по 5 10^-6 м³, чередуя 10 мл 9% раствора двууглекислого натрия и 10 мл водного раствора 7% лимонной кислоты. В результате реакции выделилось 240 мл углекислого газа. После растворов закачали 2 поровых объема воды. При этом дополнительно выделилось 3,5 мл нефти.

Дополнительный коэффициент вытеснения составил



Общий коэффициент вытеснения равен К_общ 65 + 3,4 68,4%

Максимальная концентрация раствора углекислого аммония установлена по предельной растворимости, а соляной кислоты определена технологичностью раствора. При содержании в растворе соляной кислоты выше 18-19% в атмосферу выделяется хлористый водород /дымит/.

Минимальная концентрация реагентов определена тем, что при снижении концентрации уменьшается выход углекислого газа, что снижает коэффициент вытеснения нефти.

Технико-экономическая эффективность при применении предлагаемого способа складывается за счет увеличения количества выделившегося углекислого газа в 2,3-2,4 раза и, соответственно, повышения коэффициента вытеснения на 3,9-4,1% и за счет применения более дешевых и недефицитных реагентов. Стоимость лимонной кислоты более чем в 240 раз выше стоимости соляной кислоты.