способ кислотной обработки нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ кислотной обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт щелочного стока производства капролактама и минеральной кислоты, отличающийся тем, что применяемые для обработки растворы химреагентов дополнительно содержат поверхностно-активные вещества в количестве 0,05 - 5 мас.%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активных веществ используют неионогенные поверхностно-активные вещества.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активных веществ используют ионогенные поверхностно-активные вещества, причем щелочной сток производства капролактама содержит анионоактивные поверхностно-активные вещества, а растворы минеральной кислоты - катионоактивные поверхностно-активные вещества.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам кислотной обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, для увеличения нефтеизвлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Известен способ кислотной обработки пласта по патенту США 5433272A, МПК⁶ E 21 B 43/27, заключающийся в закачке в пласт композиции минеральной или минеральных кислот и дикарбоновой кислоты.

Недостатком известного способа является низкая эффективность обработки нефтяного пласта в условиях трудноизвлекаемых запасов.

Прототипом изобретения является способ кислотной обработки нефтяного пласта по патенту РФ 1648108, МПК⁶ E 21 B 43/27, заключающийся в закачке в пласт последовательно, чередующимися оторочками или параллельно минеральной кислоты и щелочного стока производства капролактама - водного раствора натриевых солей карбоновых и дикарбоновых кислот.

Недостатком прототипа является низкая эффективность обработки в условиях трудноизвлекаемых запасов (сложные коллекторы, тяжелые нефти). При фильтрации к стволу скважины происходит нарушение равновесного состояния многокомпонентной системы нефть - вода - газ, приводящее к отложению высокомолекулярных компонентов нефти (смолы, асфальтены и т.д.) в призабойной зоне пласта на поверхности коллектора, замедляющих реакцию породообразующих минералов с закачиваемыми реагентами.

Изобретение направлено на повышение эффективности кислотной обработки пластов на участках месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Результат достигается тем, что в способе кислотной обработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт щелочного стока производства капролактама и минеральной кислоты, указанные применяемые для обработки растворы химреагентов дополнительно содержат поверхностно-активные вещества в количестве 0,05-5 мас.%.

Результат достигается также тем, что в качестве поверхностно-активных веществ (ПАВ) используют неионогенные поверхностно-активные вещества.

Результат достигается также тем, что в качестве поверхностно-активных веществ используют ионогенные поверхностно-активные вещества, причем щелочной сток производства капролактама содержит анионоактивные ПАВ, а растворы минеральной кислоты - катионоактивные ПАВ.

Щелочной сток производства капролактама соответствует ТУ 113-03-488-84 с изв. N 1, 2.

В качестве неионогенного ПАВ используют ПАВ типа АФ₉-12 (ТУ 38-103625-87), ОП-10 (ГОСТ 8433-81), Превоцел W-ON, Ethylan KEO, Ethylan 77, Renex 697, NP-4 и др.

В качестве анионоактивных ПАВ используют Stanyl 40, Tensene D40, Alkanol WXN, а катионоактивных ПАВ - КИ-1 (ТУ 6-01-4689387-34-90), Катапин-А (алкилбензилпиридиний-хлорид), цетазол, эмульфор и др.

В качестве минеральной кислоты можно использовать любую минеральную кислоту или композиции минеральных кислот (соляной, плавиковой, фосфорной и др. ). Для проведения опытов использовали соляную кислоту по ТУ 6-01-04689381-85-92.

Способ осуществляется следующим образом.

В обводненный пласт посредством насосного агрегата последовательно, чередующимися оторочками или параллельно закачивают щелочной сток производства капролактама и минеральную кислоту в экспериментально установленных соотношениях и концентрациях, содержащих поверхностно-активные вещества в количестве не менее 0,05-5 мас.%.

Закачку растворов химреагентов в нагнетательные скважины на участке с различной обводненностью добывающих скважин целесообразно вести при выключенных добывающих скважинах с обводненностью выше средней по участку. При низкой обводненности обработку нагнетательных и добывающих скважин осуществляют одновременно. После закачки химреагентов в добывающие скважины их выдерживают в течение 6-8 часов и пускают в эксплуатацию.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ повышения нефтеотдачи пласта на участках с трудноизвлекаемыми запасами.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры по определению эффективности способа кислотной обработки нефтяного пласта.

Пример 1.

Эффективность применения способа при разработке нефтяных месторождений определяли в лабораторных условиях путем контроля изменения водо- и нефтепроницаемости искусственных моделей из дезинтегрированного керна различной проницаемости. Результаты опытов сведены в табл. 1.

В проведенных опытах образцы последовательно насыщали водой и нефтью. Далее нефть вытеснялась водой до 50%-ной обводненности, и определяли их водопроницаемость. При этом нефть, исходную пластовую и закачиваемую воду использовали с конкретных месторождений республики Татарстан с трудноизвлекаемыми запасами. В подготовленные таким образом образцы закачивали раствор химреагента по изобретению в объеме 0,01 - 0,1% от объема пор, предполагаемой зоны воздействия (V_пор).

Как следует из табл. 1, водопроницаемость в опытах 2-4 увеличивается в 6,1 - 13,7 раза, а в опытах 6-9 увеличивается в 8,3 - 14,5 раза, что свидетельствует о эффективном воздействии на пласт, приводящем к улучшению условий нефтевытеснения на участках разрабатываемых объектов с трудноизвлекаемыми запасами.

Количество ПАВ в опытах составило 0,05-5 мас.%, т.к. концентрация ПАВ в растворе менее 0,05 мас.% (опыт 1) не приводит к достижению положительного результата, а более 5 мас.% - также нецелесообразно (опыт 5).

Пример 2.

Эффективность способа разработки в условиях неоднородных по проницаемости пластов определяли по приросту коэффициента нефтевытеснения на линейных гидродинамически связанных моделях нефтяного пласта различной проницаемости, подключенных к одному напорному контейнеру. На выходе моделей поддерживали давление, обеспечивающее в наиболее проницаемом прослое скорость фильтрации на уровне реальной пластовой (не более 1 м/сут). Использовали модели длиной 1,16 - 1,20 м, площадью поперечного сечения 1,00 - 1,3510^-4 м², пористостью 0,23 - 0,47%, заполненные дезинтегрированным керном реальных месторождений. Нефть, находящуюся в моделях, вытесняли водой нефтяных месторождений до достижения полной обводненности (до 99%) отбираемой продукции. Затем в парные модели вводили растворы ЩСПК и минеральной кислоты, содержащие не менее 0,05 мас.% НПАВ - оксиэтилированного алкилфенола со степенью оксиалкилирования 12 - АФ₉ - 12, или то же количество ионогенного ПАВ: АПАВ в ЩСПК, КПАВ в кислоте. В качестве кислоты использовали соляную кислоту. Закачку растворов производили одновременно или чередующимися оторочками в объеме 0,01-0,1% объема пор. Далее возобновляли закачку воды. Определяли прирост коэффициента нефтевытеснения как разность между конечным коэффициентом вытеснения нефти при использовании заявляемого способа и коэффициентом вытеснения водой до достижения 99%-ной обводненности добываемой нефти.

Результаты исследований приведены в табл. 2.

По данным табл. 2 видно, что использование способа позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи.

Заявленное изобретение по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

способствует вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;

повышает коэффициент нефтеотдачи на 6,5 - 9,3%.