способ увеличения нефтеотдачи пластов

Формула изобретения

1. Способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий закачку раствора соляной кислоты, органического растворителя, поверхностно-активного вещества и воды, отличающийся тем, что первоначально закачивают эмульсию из органического растворителя, воды и поверхностно-активного вещества, которая дополнительно содержит щелочной агент.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что соотношение компонентов в эмульсии берут в следующих соотношениях, мас.%:

Поверхностно-активное вещество - 0,5 - 10

Органический растворитель - 5 - 30

Щелочной агент - 1 - 10

Вода - Остальное

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют смесь маслорастворимого и водорастворимого неионогенных поверхностно-активных веществ в соотношении 1 : 1.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют, например, натрия карбонат или натрия фосфат.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке нефтяных месторождений заводнением.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, заключающийся в закачке в пласт эмульсии типа "нефть в воде", содержащей в своем составе сырую нефть и водный раствор силиката щелочного металла [1] Недостатком способа является ограниченная применимость на низкопроницаемых коллекторах, обусловленная высоким кольматирующим действием силиката щелочного металла, взаимодействующего с минерализованной водой с образованием геля кремниевой кислоты. Кроме того, способ не позволяет достичь высокого коэффициента нефтевытеснения вследствие слабо выраженных моющих свойств используемого состава.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ, предусматривающий закачку в низкопроницаемый пласт раствора кислоты, нафтенового растворителя и 15%-ного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) [2].

Основным недостатком способа является низкая эффективность в процессе вытеснения нефти из пласта, обусловленная увеличением неоднородности коллектора в результате первоначальной закачки кислоты. Кроме того, эмульсионный состав, образующийся в результате смешения нафтенового растворителя и раствора ПАВ ввиду высокой концентрации ПАВ, не обладает селективным действием по отношению к нефти пласта. Поэтому часть нефти вытесняется, а часть связывается в виде водонефтяной эмульсии.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, достигаемой за счет использования разработанного способа.

Сущность разработанного способа увеличения нефтеотдачи пластов, включающего закачку раствора соляной кислоты, органического растворителя, воды и поверхностно-активного вещества, заключается в первоначальной закачке эмульсии из органического растворителя, воды и поверхностно-активного вещества которое дополнительно содержит щелочной агент. При этом соотношение компонентов в эмульсии берут в следующих пределах, мас.%:

Поверхностно-активное вещество - 0,5-10

Органический растворитель - 5-30

Щелочной агент - 1-10

Вода - остальное.

В качестве поверхностно-активного вещества используют смесь маслорастворимого и водорастворимого неионогенных поверхностно- активных веществ в соотношении 1:1, а в качестве щелочного агента используют, например, натрия карбонат или натрия фосфат.

Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения по сравнению с известным являются:

- первоначальная закачка органического растворителя и раствора поверхностно-активного вещества в виде эмульсии. Это способствует очистке прискважинной зоны нагнетательной скважины, выравниванию профиля приемистости и предотвращает создание искусственной неоднородности, возникающей при первоначальной закачке кислоты. Кислота закачивается в пласт после закачки эмульсии, что способствует равномерному воздействию кислоты на весь перфорированный интервал.

- эмульсия дополнительно содержит щелочной агент, а в качестве поверхностно-активного вещества используется смесь маслорастворимого и водорастворимого неионогенных поверхностно-активных веществ в соотношении 1: 1. Эмульсия имеет следующий компонентный состав, мас.%:

Поверхностно-активное вещество - 0,5-10

Органический растворитель - 5-30

Щелочной агент - 1-10

Вода - Остальное.

Указанная эмульсия обладает высокой моющей активностью по отношению к нефти и ее компонентам, благодаря комплексному действию используемой смеси водорастворимого и маслорастворимого НПАВ, органического растворителя и щелочного агента, которые усиливают друг друга. Смесь НПАВ эффективно эмульгирует нефть и ее компоненты, растворитель удаляет из ПЗП нагнетательной скважины асфальто-смоло-парафиновые отложения, а щелочной агент усиливает действие НПАВ и препятствует их адсорбции на поверхности породы.

- в качестве щелочного агента используют карбонат натрия, фосфат натрия, силикат натрия или щелочь. Указанные соединения обладают высокими моющими свойствами по отношению к нефти, усиливают действие ПАВ и способны образовывать в водопромытых интервалах при контакте с минерализованной водой нерастворимые осадки, снижающие проницаемость этих участков и способствующие как выравниванию профиля приемистости, так и увеличению охвата пласта заводнением.

В рамках разработанного способа увеличения нефтеотдачи пластов могут использоваться следующие вещества и их товарные формы, производимые отечественной промышленностью:

- НПАВ: неонол АФ_9-4, неонол АФ_9-6, неонол АФ_9-12, эмультал, нефтенол, ОП-4, ОП-10;

- органические растворители: бензин, толуольная фракция, нефрас, бутил-бензольная фракция, спирты C₃-C₇;

- щелочные агенты: натрия карбонат, натрия фосфат, натрия силикат, натрия гидроксид.

Эффективность разработанного и известного способов исследовали в лабораторных условиях путем определения прироста коэффициента нефтевытеснения. Коэффициент нефтевытеснения определяют на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установке типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также с высокой точностью контролировать текущий дебит воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта в экспериментах использовали наборную модель, составленную из образцов керна низкопроницаемых залежей Среднего Приобья и Западной Сибири. Подготовку модели пласта и жидкости к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91- "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами".

Пример 1. Для определения коэффициента нефтевытеснения наборную модель пласта с проницаемостью от 20 до 80 мД после насыщения нефтью подвергают воздействию минерализованной воды (с минерализацией 20 г/л) до достижения 100% обводненности извлекаемой жидкости. Затем последовательно закачивают оторочку эмульсии объемом 20% V_пор и оторочку 10%-ной соляной кислоты объемом 10% V_пор Далее снова закачивают минерализованную воду. Определяют объем дополнительно извлеченной нефти и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.

Эмульсию для опытов готовят следующим образом. В емкость заливают 15 мл органического растворителя, например, толуола, затем к нему добавляют по 2,5 мл маслорастворимого и водорастворимого НПАВ типа неонол АФ9-4 и неонол АФ9-12 соответственно. Смесь перемешивают. Отдельно в 75 мл воды растворяют 5 г карбоната натрия, а затем к полученному раствору приливают раствор НПАВ в органическом растворителе и интенсивно перемешивают. Получают стабильную эмульсию, содержащую 5% НПАВ, 15% органического растворителя, 5% щелочного агента и 75% воды. Подобным образом готовят другие эмульсии для опытов по определению эффективности разработанного состава.

Результаты испытания разработанного способа и способа по прототипу, включающего закачку раствора кислоты, нафтенового растворителя и раствора ПАВ, представлены в таблице.

Опыты приведенные в таблице, показывают, что применение предлагаемого способа позволяет значительно увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения за счет доотмыва остаточной нефти. Кроме того происходит увеличение скорости фильтрации жидкости по пропласткам, что достигается, во-первых, за счет доотмыва остаточной нефти, во-вторых, в результате увеличения проницаемости модели пласта после закачки оторочки кислоты (опыты 2-6). В опытах 1 и 7 показано испытание способа при запредельных значениях концентраций компонентов в эмульсии.

При использовании способа по прототипу эффективность вытеснения нефти из модели пласта значительно ниже, что объясняется малоэффективным использованием кислоты на первой стадии и высокой вязкостью образующегося в модели пласта эмульсионного состава.

Таким образом, применение нового способа, по сравнению с известным, позволяет увеличить скорость фильтрации жидкости через модель пласта (что в промысловых условиях приведет к увеличению приемистости нагнетательной скважины) и увеличить коэффициент нефтевытеснения.

На практике способ осуществляется следующим образом. В емкость для приготовления состава загружают необходимое количество воды и щелочного агента и интенсивно перемешивают. В другую емкость загружают органический растворитель и смесь водорастворимого и маслорастворимого НПАВ и также перемешивают. Полученные растворы перекачивают в емкость для приготовления эмульсии и перемешивают в течение одного часа, после чего полученную эмульсию закачивают в пласт. Эмульсию продавливают в пласт водой объемом, равным 1-3 величины приемистости скважины. Далее закачивают в пласт раствор кислоты необходимой концентрации, после чего осуществляют заводнение.

Состав эмульсии и концентрации ее компонентов, концентрацию раствора кислоты, а также объем первой и второй оторочек определяются в каждом конкретном случае с учетом экспериментальных данных и промысловых исследований.