способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению

Формула изобретения

Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли аммония, отличающийся тем, что в качестве соли аммония используют хлорид аммония продукт ОХА, при этом в пласт дополнительно закачивают водный раствор силиката щелочных металлов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пласта и снижению обводненности добывающих скважин.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, суть которого заключается в закачке в пласт через нагнетательную скважину водного раствора хлорида алюминия AlCl₃ с последующей закачкой водного раствора щелочного стока производства капролактама [1]

Недостатком данного способа является низкая эффективность вытеснения остаточной нефти из обводненных пластов.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ разработки нефтяного месторождения, суть которого заключается в закачке карбоната аммония (NH₄)₂CO₃ с последующей закачкой оторочки водного раствора нитрата аммония NH₄NO₃ и серной или соляной кислоты [2]

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность в связи с низким коэффициентом охвата пласта воздействием в неоднородной по геологическому строению залежи, а также коррозионная активность кислотных растворов, особенно водных растворов серной кислоты. Весьма сомнительно самопроизвольное разложение (NH₄)₂CO₃ при высоком пластовом давлении.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов в неоднородных по геологическому строению залежах на поздней стадии разработки за счет извлечения остаточной и погребенной нефти в результате щелочного воздействия с одновременным выравниванием профиля приемистости.

Задача решается тем, что в способе, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли аммония, в качестве последней используют хлорид аммония продукт ОХА производства завода Уралхимпласт, при этом в пласт дополнительно закачивают водный раствор силиката щелочных металлов.

Водный раствор соли аммония содержит, мас. хлорид аммония 1-20; вода 80-99.

Водный раствор силиката щелочных металлов содержит, мас. силикат натрия (калия) 5-20; вода 80-95.

Для приготовления водных растворов реагентов можно использовать пресную или минерализованную воду.

Суть изобретения заключается в следующем. В пласт через нагнетательную скважину закачивают раствор хлорида аммония и продавливают водой, затем закачивают раствор силиката щелочного металла. При взаимодействии растворов происходит реакция, которую схематично можно представить следующим образом

nNa₂SiO₃ + mNH₄Cl + H₂O -> SiO₂ + NH₃ + NaOH + NaCl.

В результате образуется аммиак, который растворяется в воде с образованием гидроокиси аммония, кроме того, силикат натрия, взятый в избытке, создает сильнощелочную среду в пласте, следовательно в пласте будут происходить процессы, аналогичные щелочному заводнению: снижение межфазного натяжения на границе с нефтью, улучшение смачивания горной породы все это приводит к отмыву и эмульгированию нефти в зоне пласта, охваченного воздействием.

Окись кремния, образовавшаяся в результате реакции в виде крупнозернистого осадка, повышает фильтрационное сопротивление высокопроницаемых пропластков и промытых зон, тем самым выравнивая профиль приемистости и увеличивая охват пласта воздействием при последующей закачке вытесняющего агента.

Для определения количества осадка, полученного при взаимодействии водных растворов солей хлорида аммония и силиката натрия, были проведены следующие исследования. Готовили растворы с различной концентрацией вышеуказанных веществ, представленных в табл.1. Чтобы исключить влияние седиментационного фактора при различной плотности дисперсионной среды, растворы центрифугировали в градуированных пробирках, затем определяли объем образовавшегося осадка и рН фильтрата.

Опыты по отмыву нефти фильтратами, полученными после отделения осадка из раствора, проводили следующим образом. В градуированные центрифужные пробирки насыпали 30 г нефтенасыщенного песка. Затем пробирку заливали испытуемыми растворами до определенной отметки, приблизительно 30 мл. Для сравнения были проведены опыты с пластовой водой, дистиллированной водой и раствором NH₄CО₃.

Для работы использовали лабораторную центрифугу. Пробирки центрифугировались в течение 15 мин при 2500 об/мин. Затем центрифуга останавливалась на несколько минут. Процедура повторялась 3 раза, после этого измеряли объем отмытой нефти по градуированной шкале. Количество нефти, адсорбированной на 30 г нефтенасыщенного песка определяли фотокалориметрическим методом. Для этого нефть была полностью удалена с песка спирто-бензольной смесью. Полученный результат принимали за нефтенасыщенность.

Результаты исследований приведены в табл.2.

Из табл.2 следует, что в опытах 1-5 (по предлагаемому способу) увеличивается отмыв нефти. Контрольные опыты 6, 7, 8 показывают, что при использовании пластовой воды и растворов солей, имеющих нейтральную среду, отмыв нефти снижается в 2-2,5 раза.

Растворы, применяемые для осуществления технологического процесса по предлагаемому способу, отличаются простотой приготовления. Реагенты хорошо растворяются в пластовой воде при температуре окружающей среды. В качестве соли аммония используют продукт ОХА ТУ 6005751766-2-88, согласно которому массовая доля NH₄Cl 85% массовая доля влаги 10% показатель рН (20%-ного раствора) 6 1.

Технологический процесс по предлагаемому способу осуществляют следующим образом. Непосредственно на скважине готовят водные растворы хлорида аммония 2-20%-ной концентрации и растворы силиката натрия 5-20%-ной концентрации.

Концентрацию растворов и объем растворов, необходимых для закачки в пласт, определяют исходя из геолого-технических параметров, полученных при исследовании скважин. Закачку растворов производят циклами.

В пласт закачивают 8-10 м³ раствора NH₄Cl и продавливают 5 м³ воды, затем закачивают 8-10 м³ раствора силиката натрия и все продавливают в пласт 15 м³ воды.

Каждый последующий цикл аналогичен первому циклу. Всего технология предусматривает 7 циклов. Общий объем реагентов, закаченных в пласт, 120 м³ и воды 125 м³.

Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта, неоднородного по геологическому строению, на поздней стадии разработки, за счет одновременного щелочного воздействия и выравнивания профиля приемистости.

Способ отличается простотой технологии и экологически безопасен.