Способ доотмыва остаточной нефти

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений. Способ осуществляют следующим образом. В качестве вытесняющего агента используют эмульсионный раствор на основе маслорастворимого поверхностно-активного вещества - Нефтенол-НЗ и нефти, в соотношении 1 : 3 - 1 : 15, причем вытесняющий агент закачивают в нагнетательную скважину между разделительными оторочками из нефти с последующей закачкой глинистой суспензии как эффективного стабилизатора фильтрационных свойств эмульсий. Технический результат: высокая эффективность нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки. Способ экологически безопасен, прост и технологичен. Способ не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к методам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в применении смеси неионогенных поверхностно-активных веществ типа оксиэтиленовых производных алкилфенолов, дизельного топлива и воды при следующем количественном соотношении, мас. %: смесь НПАВ - 8-15, дизельное топливо - 20-40, вода - остальное (патент РФ N 1122030 E 21 B 43/22, 1982 г.). Недостатком данного способа является низкая эффективность извлечения остаточной нефти в связи с тем, что образующиеся в пласте эмульсии обладают низкой агрегативной стабильностью.

Наиболее близким к пролагаемому изобретению по технической сущности и достигаемым результатам является способ доотмыва остаточной нефти путем закачки в пласт оксиэтилированного алкилфенола с числом этоксильных групп 5-8 и концентрацией 5-20% (патент РФ N 1612664 E 21 B 43/22, 1995 г.).

Задачей изобретения является более полное извлечение нефти в условиях минерализованных вод за счет введения в состав более эффективного вытесняющего агента.

Поставленная задача решается тем, что в способе доотмывки остаточной нефти путем закачки в пласт вытесняющего агента, содержащего поверхностно-активное вещество, в качестве вытесняющего агента используется эмульсионный раствор на основе маслорастворимого поверхностно-активного вещества - Нефтенол-H3 и нефти, при соотношении 1:3 - 1:15, между разделительными оторочками из нефти с последующей закачкой глинистой суспензии в количестве 5-60% от общей массы раствора.

Эмульгатор Нефтенол-Н3 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот, и триэтаноламина. Плотность при 20^oC 0,85-0,93 г/куб. см, температура застывания минус 40^oC. Нефтенол применяется в инвертных эмульсионных буровых растворах.

Физико-химические свойства нефтенола-Н3 приведены в таблице 1 (ТУ 2488-007-171977-08-93).

Предпочтительно использовать в качестве углеводородной среды природные нефти. Природные нефти содержат в своем составе кроме углеводородов различные высокомолекулярные органические соединения, которые служат стабилизаторами эмульсий и по своей стабилизирующей способности располагаются в ряд: асфальтены > смолы > нафтеновые кислоты. На основе нефти с высоким содержанием асфальтенов и смол может быть получена стабильная эмульсия.

Глинопорошок используют любой марки по ГОСТ 25795-83. При применении глины из местных карьеров необходимо отстаивание раствора в течение 0,5 часа для разделения от песка и гравия.

Применяется сточная вода плотностью более 1100 кг/куб.м, массовая доля ионов кальция более 400 г/куб.м, ионов магния более 200 г/куб.м, водородный показатель pH = 6...7.

Пресная вода используется по ГОСТ 2874-82, массовая доля ионов кальция до 40 г/куб.м, ионов магния - до 10 г/куб.м, плотность - 1000 кг/куб.м, водородный показатель pH = 7...8.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем. Введение маслорастворимого ПАВ Нефтенола - H3 с высокой адгезией к гидрофильной породе коллектора в промытых водой каналах придает составу способность при движении по фильтрационным каналам гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением его фазовой проницаемости для нефти.

Дисперсный характер образовавшихся эмульсий позволяет им избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые каналы и трещины, служащие путями притока пластовых вод к забою скважины. Эмульсии способны к загущению и структурированию при механическом перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубь пласта и наоборот, к разжижению при диспергировании с нефтью.

Введение мелкодисперсной добавки - глинопорошка - эффективный регулятор фильтрационных свойств эмульсий. Роль добавки заключается в создании на фильтрационной поверхности коллектора сводовых перемычек. В результате происходит быстрое и эффективное закупоривание устья пор и образуется прочный слой дисперсных частиц, который препятствует более глубокому проникновению в пласт не только твердой фазы, но и фильтрата жидкости. Исходная нефтепроницаемость коллектора может быть практически полностью восстановлена.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно проводят подготовительные работы: выбирают опытный участок на месторождении, выделяют нагнетательную скважину, определяют гидродинамически связанные с ним добывающие скважины, проводят комплекс стандартных гидродинамических и геофизических исследований на скважинах с целью определения текущего состояния скважин, профиля приемистости пластов.

Технология воздействия на пласт включает остановку нагнетательной скважины, последовательное закачивание в нагнетательную скважину разделительной оторочки из нефти, состава из Нефтенола-H3 и нефти, вновь разделительной оторочки из нефти. Затем в нагнетательную скважину закачивают весь объем глинистой суспензии и завершают технологический процесс закачкой продавочной жидкости - минерализованной водой. Скважину останавливают для реагирования на 72 часа.

Суммарный объем закачиваемых в нагнетательную скважину оторочек составляет 20-30 куб.м на 1 м нефтенасыщенной мощности.

Пример. Объектом испытания выбран песчаник угленосного горизонта, эксплуатируемый 1 нагнетательной и 5 добывающими скважинами. Интервал перфорации нагнетательной скважины 1349,2-1353,4. Средняя толщина пласта 5,2 м. Плотность закачиваемой воды 1118 кг/куб.м, приемистость скважины при 9,5 МПа 420 куб.м/сут. Проницаемость пласта 0,16-0,20 мкм, пористость 0,23-0,26.

Обводненность продукции добывающих скважин 93-96%. Дебит по нефти 0,5-1,2 куб.м/сут.

После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 3 куб.м нефти, затем эмульсионный раствор из нефти и Нефтенола-H3 в объеме 50 куб.м., из них 3 куб.м. Нефтенола-H3 и 47 куб. м. нефти, Вновь закачивают разделительную оторочку - 3 куб.м нефти. Процесс улучшения вытеснения нефти достигается закачиванием 24 куб.м глинистой суспензии с плотностью 1,02-1,08 кг/куб.дм, приготовленной на пресной воде. Растворы продавливают 16 куб.м сточной водой. Скважину останавливают на 72 часа для реагирования.

В течение 3-х месяцев обводненность 4 скважин снизилась до 65-86%, у 1 скважины - до 60%. Дебит по нефти 3 скважин увеличился до 4,1-13,8 куб. м/сутки. Приемистость нагнетательной скважины снизилась на 25%. Прирост добычи нефти по очагу за месяц составил 2374 тонны.

Эффективность снижения проницаемости обводненного пласта предлагаемыми и известными способами определялась лабораторными опытами по фильтрации испытуемых растворов через образец искусственного керна. Образец представляет собой сцементированный кварцевый песок диаметром 39-40 мм, длиной 52-56 мм, объемом пор 13,2-17,0 куб.см. Опыты начинают с установки образца в кернодержатель, насыщения его пластовой водой с плотностью 1100 кг/куб.м и определяется начальная проницаемость при постоянном перепаде давления, равном 0,01 МПа. С целью снижения проницаемости через образец фильтруют в заданном соотношении чередующиеся оторочки из нефти, микроэмульсионного состава, нефти, глинистой суспензии, сточной воды (таблица 2). Степень снижения проницаемости образцов характеризует эффективность применяемого способа закачивания растворов.

Из результатов опытов фильтрации, приведенных в таблице 2, видно, что способ фильтрации чередующихся оторочек микроэмульсионного состава и глинистой суспензии позволяет увеличить долю снижения проницаемости керна (опыты 4-9), и по сравнению с прототипом предлагаемый способ позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и нефтеотдачу.

Применяемые реагенты не токсичны. Способ экологически безопасен, прост и технологичен. Способ не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов.

Обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.

Формула изобретения

Способ доотмыва остаточной нефти путем закачки в пласт вытесняющего агента, содержащего поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента используется эмульсионный раствор на основе маслорастворимого поверхностно-активного вещества - Нефтенол-Н3 и нефти при соотношении 1:3-1:15 между разделительными оторочками из нефти с последующей закачкой глинистой суспензии в количестве 5 - 60% от общей массы раствора.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2