Способ повышения нефтеотдачи пластов

 

Способ повышения нефтеотдачи пластов относится к нефтяной промышленности, в частности, к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных и терригенных пластов с повышенной неоднородностью, содержащих высоковязкие нефти. Задача настоящего технического решения - повышение эффективности способа. В пласт закачивают оторочку растворителя, затем оторочку дисперсии поверхностно-активного вещества и щелочи на закачиваемой воде, причем оторочку растворителя и дисперсии закачивают при соотношении объемов 1:1-1:20, соответственно с последующей продавкой водой. Способ повышения нефтеотдачи может быть применен на начальной, средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных и терригенных пластов в частности с повышенной неоднородностью с вязкими нефтями.

Известны способы вытеснения нефти из пласта, заключающие применение растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), а также различных комбинаций с другими химическими реагентами (Ибрагимов Г.З. и др. Химические реагенты для добычи нефти. М. Недра, 1986; Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра, 1985).

Недостатком известных технических решений является низкая эффективность при вытеснении нефти, особенно в условиях значительной неоднородности пласта.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому способу является способ вытеснения нефти, включающий закачку водного раствора поверхностно-активного вещества со щелочной добавкой (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра, 1985, с. 156-164).

Недостатком его является низкая эффективность вытеснения вязких нефтей из терригенных и карбонатных коллекторов.

Целью заявляемого технического решения является повышение эффективности вытеснения нефти в условиях месторождений с вязкими нефтями (30-150 МПа·с), средне- и низкопроницаемыми неоднородными карбонатными и терригенными коллекторами.

Поставленная цель достигается тем, что поверхностно-активное вещество и щелочь закачивают в виде дисперсии, причем предварительно закачивают оторочку маловязкого растворителя, при соотношении объемов предоторочки растворителя и оторочки дисперсии 1:1-1:20 соответственно с последующей продавкой пресной водой.

В качестве растворителя используют маловязкие алифатические или ароматические углеводородные растворители типа широкой фракции легких углеводородов, нестабильного или газового бензинов, гексановой фракции, Нефрас С 4 150/200, Нефрас А (130/330) или другие растворители с вязкостью не выше 2,0 мПа·с.

В качестве ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы (типа Неонол) со степенью оксиэтилирования 4-10. В качестве щелочного компонента используются щелочные добавки: гидроксид натрия, карбонат натрия или отработанная щелочь процессов газоочистки. Применение отработанной щелочи предпочтительнее по экономическим соображениям.

Дисперсию готовят обычным растворением в пресной воде необходимого количества щелочи и поверхностно-активного вещества. В смеси пресной воды и отработанной щелочи растворяют НПАВ.

Жесткость пресной воды не должна превышать 5 мг-экв/дм³. Полученный раствор представляет собой стабильную дисперсию ПАВ и щелочи, устойчивую при пластовых температурах 20-40^oC. Состав дисперсии НПАВ, мас.

Оксиэтилированный изононилфенол 0,5-3,0 Щелочь 5-20 Пресная вода Остальное Эффективность способа обусловлена следующим. Органический растворитель снижает вязкость и разрушает надмолекулярные структуры нефти, удаляет из порового пространства отложения асфальтенов, смол и парафинов, предотвращает образование вязких обратных эмульсий при контакте нефти с растворами НПАВ, способствует образованию среднефазных микроэмульсий, обладающих высокими нефтевытесняющими свойствами. Применение дисперсии НПАВ со щелочью позволяет достигать низких и сверхнизких поверхностных натяжений на границе раздела нефть/раствор НПАВ (10^-2-10^-3мН/м).

Закачка предоторочки растворителя повышает нефтенасыщенность перед фронтом оторочки дисперсии НПАВ и щелочи, что способствует формированию водо-нефтяного вала и повышает эффективность действия оторочки дисперсии НПАВ и щелочи.

Продвижение предоторочки растворителя в пласте регулируется движением оторочки дисперсии НПАВ, что предотвращает преждевременное размывание оторочки растворителя. Рост концентрации НПАВ в дисперсии приводит к увеличению сопротивления при фильтрации, что позволяет применять предлагаемый способ вытеснения нефти для месторождений с неоднородными коллекторами. Чем ниже проницаемость пласта и/или меньше его неоднородность, тем ниже должна быть концентрация дисперсии НПАВ.

Способ вытеснения нефти может быть применен на начальной, средней и поздней стадиях разработки месторождений.

Соотношение между объемами оторочек растворителя и дисперсии НПАВ 1:1-1: 20 соответственно. Соотношение между объемами закачки дисперсии НПАВ и буфера пресной воды 1: 0,2-1: 5 соответственно. Чем ниже проницаемость пласта и/или, чем выше минерализация (жесткость) закачиваемых вод, тем больший объем буфера пресной воды.

Эффективность способа определяют экспериментально в лабораторных условиях по описанной ниже методике. Результаты исследований приведены в табл. 1.

Пример 1. Сравнительные эксперименты проводили при вытеснении нефти из насыпных моделей пласта по следующей методике. Трубу из нержавеющей стали длиной 40 см и диаметром 2,0 см наполняли экстрагированной спиртобензольной смесью, дезинтегрированным керном месторождения, заполняли пластовой водой и насыщали нефтью методом вытеснения. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняли нефть водой до стабилизации перепада давления и прекращения выделения нефти. Затем закачивали оторочки реагентов для вытеснения нефти и опять воду. Все эксперименты проводили при средних пластовых температурах и постоянной скорости фильтрации 1,2±0,1 м/сут. Характеристика используемых нефтей и вод приведены в табл. 2.

Введение в состав композиции: нестабильный бензин + дисперсия Неонола АФ-6 (2 мас.) отработанной щелочи позволяет увеличить прирост коэффициента нефтеотдачи с 0,9 до 12,8% (опыты 1 и 2 в табл. 2). Закачка дисперсии без смачивателя не приводит к заметному изменению проницаемости модели пласта по воде, в то же время как дисперсия Неонола АФ-6 с добавкой щелочи повышает проницаемость модели пласта в 1,79 раза, что особенно важно при применении состава для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами.

Пример 2. Эксперименты проводили аналогично описанному в примере 1. Данные табл. 1 (опыты 3 и 4) показывают, что введение щелочи в количестве 2% в состав композиции приводит к увеличению нефтевытесняющего действия композиции (прирост коэффициента нефтевытеснения увеличивается с 6,9 до 9,6%). Одновременно наблюдается рост проницаемости модели пласта по воде.

Пример 3. Эксперимент проводили аналогично описанному в примере 1. Данные таблицы 1 (опыты 5 и 6) показывают, что в условиях месторождения с сильно минерализованной закачиваемой водой при введении дисперсии наблюдается увеличение прироста коэффициента нефтевытеснения с 6,5 до 15,1% Таким образом, применение предлагаемого способа вытеснения нефти в нефтедобывающей промышленности позволяет: повысить эффективность добычи трудноизвлекаемых запасов нефти; утилизировать отходы переработки нефти, содержащие алифатические углеводороды; квалифицированно использовать щелочные вторичные ресурсы нефтехимических производств.

Формула изобретения

1. Способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку водного раствора поверхностно-активного вещества с щелочной добавкой, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество и щелочь закачивают в пласт в виде дисперсии, причем предварительно в пласт закачивают оторочку маловязкого растворителя при соотношении объемов предоторочки растворителя и дисперсии 1 1 20 с последующей продавкой пресной водой.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют дисперсию при следующем соотношении компонентов, мас.

Неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ 0,5 30,0 Щелочь 5 20
Вода Остальное
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что соотношение объемов дисперсии и пресной воды составляет 1 0,2 5,0.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3