Щелочной состав на основе торфа для вытеснения нефти, изоляции притока пластовых вод и перераспределения потоков нефтевытесняющей воды

Настоящее изобретение может найти применение в нефтедобывающей промышленности. Технический результат - дополнительное вытеснение нефти за счет поверхностно-активных свойств водного раствора продукта на основе торфа, а также создание в водонасыщенных и в высокопроницаемых водонефтенасыщенных интервалах нефтяного пласта прочной, неразмываемой водой изолирующей системы, способной уменьшать и/или перераспределять потоки воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы. Щелочной состав для вытеснения нефти, изоляции притока пластовых вод и перераспределения потоков нефтевытесняющей воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы, является продуктом обработки торфа щелочью при следующем соотношении исходных компонентов, мас.%: щелочь 0,1 - 99,9, торф 0,1 - 99,9, вода остальное. В том случае, если состав дополнительно очищен от остатка нерастворимого в щелочи торфа, он содержит, мас.%: щелочь 0,1 - 99,915, экстрагируемые вещества торфа 0,085 - 54,75, вода остальное. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для вытеснения нефти и/или изоляции притока пластовых вод в добывающих скважинах, для перераспределения потоков вытесняющей воды в нагнетательных скважинах из водопромытых высокопроницаемых интервалов в нефтенасыщенные неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы, при разработке нефтяных месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен нефтевытесняющий щелочной состав /1/, представляющий водный раствор щелочи с рН 11,5-13, содержащий соли моновалентных металлов в количестве 0,5-2,0%. Для увеличения эффективности данного состава вслед за первой щелочной оторочкой в пласт необходимо закачать вторую щелочную оторочку, содержащую загущающие реагенты. При закачке компонентов такого состава в нефтяной пласт, в результате реакции между раствором щелочи и нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, образуются нафтеновые соли щелочных металлов, которые являются поверхностно-активными веществами (ПАВ), ПАВ снижает поверхностное натяжение между водой и нефтью, последнее приводит к дополнительному вытеснению нефти и к уменьшению обводненности нефти. Основным недостатком состава является отсутствие постоянного, контролируемого количества ПАВ. Образование ПАВ в подземном пласте при закачке щелочи протекает бесконтрольно, содержание их может колебаться в зависимости от состава нефти и объема закачанной в отдельный участок пласта щелочи. Вторым недостатком состава является использование для вытеснения нефти двух оторочек щелочного раствора. Вторая оторочка щелочного раствора способствует перераспределению вытесняющей жидкости из водопромытых зон повышенной проницаемости в неохваченные процессом вытеснения зоны низкой проницаемости. Использование двух оторочек щелочного раствора не менее чем в 2 раза увеличит трудоемкость обработки пласта щелочным раствором. Третьим недостатком данного состава является также низкая концентрация щелочи. Состав с рН 11,5-13 соответствует концентрации щелочи 0,0126%-0,4%, при таких низких концентрациях образуется незначительное количество ПАВ.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав /2/ для щелочного заводнения нефтяного месторождения, содержащий щелочь в количестве 10-30% мас. При закачке такого состава в пласт происходит частичное растворение алюмосиликатов с образованием гелеобразного осадка, последний кольматирует капиллярные поры, что приводит к перераспределению потоков нефтевытесняющей воды.

Основными недостатками состава является использование водного раствора щелочи, не содержащего в своем составе ПАВ. ПАВ способствует дополнительному вытеснению нефти из нефтенасыщенной породы. Такое соединение образуется при реакции щелочи с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти. Соли нафтеновых кислот обладают поверхностно-активными свойствами, ПАВ снижает поверхностное натяжение между водой и нефтью, последнее приводит к дополнительному, по сравнению с водой, вытеснению нефти и к уменьшению ее обводненности. Вторым недостатком данного состава является также высокая концентрация основного компонента - щелочи, что приводит к заметному удорожанию его и к уменьшению объема оторочки. Последнее приводит к кратковременности положительного эффекта - дополнительного вытеснения нефти и снижения обводненности продукции.

Задачей предлагаемого технического решения является использование для вытеснения нефти щелочного раствора, содержащего в своем составе поверхностно-активные вещества для лучшего вытеснения нефти из породы. Щелочной раствор может дополнительно образовывать ПАВ при реакции с соединениями, содержащимися в нефти, - нафтеновыми кислотами, а также благодаря реакции между щелочным раствором и пластовой водой образовывать в водонасыщенных и в высокопроницаемых водонефтенасыщенных интервалах нефтяного пласта прочный, неразмываемый водой и нефтью осадок, способный уменьшать потоки воды и перераспределять их из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы. Этому будет способствовать содержащийся дополнительно в предлагаемом составе мелкодисперсный осадок. Настоящая задача решается за счет того, что щелочной состав для вытеснения нефти, изоляции притока пластовых вод и перераспределения потоков нефтевытесняющей воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы, является продуктом обработки торфа щелочью при следующем соотношении исходных компонентов, мас.%: щелочь 0,1-99,9, торф 0,1-99,9, вода остальное. Состав может быть дополнительно очищен от остатка нерастворимого в щелочи торфа и содержит, мас.%: щелочь 0,1-99,915, экстрагируемые вещества торфа 0,085-54,75, вода остальное.

Сущностью предлагаемого изобретения является то, что при взаимодействии щелочи с торфом в щелочной раствор переходят гуминовые и фульвокислоты (далее гуминовые кислоты) в виде солей. Водные растворы солей гуминовых кислот обладают пониженным поверхностным натяжением и при обработке таким раствором нефтенасыщенной породы способны дополнительно вытеснять нефть, как все ПАВ, в то же время щелочь такого раствора, реагируя с нафтеновыми кислотами нефти, дополнительно образует ПАВ. В щелочном растворе будет находиться значительное количество ПАВ как за счет гуминовых кислот, так и за счет реакции щелочи с нафтеновыми кислотами. Таким образом, при уменьшении концентрации нафтеновых кислот в нефти в растворе будет всегда находиться ПАВ, что будет способствовать вытеснению нефти из породы. Гуминовые кислоты способны образовывать не растворимые соединения с многозарядными ионами металлов. Последнее обусловит образование осадка нерастворимых соединений при взаимодействии щелочного экстракта торфа с пластовой водой или с растворами солей многовалентных металлов, специально закачиваемых в пласт.

При закачке любого раствора в нефтяной пласт жидкость попадет в первую очередь в высокопроницаемые, водопромытые интервалы пласта, и образовавшийся осадок соединений гуминовых кислот будет создавать в высокопроницаемых водонасыщенных и в водонефтенасыщенных интервалах нефтяного пласта прочной, неразмываемой водой и нефтью изолирующей системы, она способна уменьшать и перераспределять потоки воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в интервалы, неохваченные процессом вытеснения нефти. При взаимодействии торфа и щелочи в щелочной раствор переходит не весь торф, часть торфа в виде мелкодисперсного осадка остается не растворимой. Этот осадок нужно удалять при использовании щелочного экстракта для обработки низкопроницаемых мелкокапиллярных нефтенасыщенных пластов. При использовании продукта щелочной обработки торфа для закачки в пласт с высокопроницаемыми крупнокапиллярными или трещиноватыми породами осадок торфа можно не удалять. Осадок торфа в щелочном составе будет способствовать большему снижению проницаемости породы, большей кольматации пор породы. Этому условию отвечает состав, мас.%: щелочь 0,1 - 99,9, торф 0,1 - 99,9, вода остальное. Возможно закачиваемый состав готовить из состава с повышенным содержанием компонентов (концентрата) продукта щелочной обработки торфа путем разбавления водой.

Существенными отличительными признаками разработанного состава являются:

1. Повышенная нефтевытесняющая способность, обусловленная снижением поверхностного натяжения за счет солей гуминовых кислот и реакции щелочи с нафтеновыми кислотами нефти.

2. Дополнительное вытеснение нефти и создание в водонасыщенных и в высокопроницаемых водонефтенасыщенных интервалах нефтяного пласта прочной, неразмываемой водой и нефтью изолирующей системы, способной уменьшать и перераспределять потоки воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы.

3. Повышенная кольматирующая способность состава, обусловленная дополнительным содержанием мелкодисперсного торфа.

4. Способность к образованию осадка в пластовых условиях как в присутствии специально закаченного в пласт раствора, содержащего многозарядные катионы, так и за счет взаимодействия с пластовой водой.

Состав готовят следующими способами:

1. В рассчитанное количество торфа вводят раствор щелочи заданной концентрации и выдерживают заранее определенное время, при необходимости для ускорения процесса растворения (экстракции) гуминовых кислот состав можно нагреть, щелочной экстракт торфа отделяют от не растворившегося остатка торфа и используют для обработки нефтяных пластов.

2. В рассчитанное количество измельченного торфа вводят раствор щелочи заданной концентрации и выдерживают заранее определенное время, при необходимости для ускорения процесса растворения (экстракции) гуминовых кислот состав можно нагреть, щелочной экстракт торфа не отделяют от не растворившегося остатка торфа и используют для закачки в нефтяной пласт вместе с осадком.

3. Состав готовится по вышеприведенному способу 2, после приготовления перед закачкой в пласт состав разбавляется водой до заданной концентрации и, при необходимости, отделяется осадок.

Эффективность разработанного и известного составов определяли в лабораторных условиях путем получения вытесняющих растворов известным и предлагаемым способами. Сравнение эффективности составов проводили в процессах фильтрации и вытеснения нефти из модели пласта, в том числе из неоднородной. Оценку проводили по изменениям, проницаемости модели, скорости фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропласток и приросту коэффициентов вытеснения нефти.

Исследования процессов фильтрации жидкости проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давления и температуру, а также контролировать расход фильтруемых жидкостей.

В качестве модели использовали единичные образцы породы диаметром 3 см и длиной 4 см, имитирующие пропластки различной проницаемости, и составную модель диаметром 3 см и длиной 16 см Самотлорского и Славинского месторождений Западной Сибири, насыпные модели из диспергированной породы Самотлорского месторождения. Проницаемость моделей варьировалась от 49 мД до 3420 мД, соотношение проницаемостей в модели составляло от 3 до 7,2. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 «Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами».

Предлагаемое изобретение иллюстрируется следующим. В табл.1 приведены примеры получения разработанного состава и состава по прототипу.

В табл.2, 3 приведены результаты проверки составов по определению эффективности изолирующего действия, перераспределению потоков вытесняющей воды и коэффициента вытеснения нефти.

Модель пласта насыщали водой с общей минерализацией 18 г/л (суммарное содержание солей кальция и магния 4 г/л), затем при необходимости нефтью соответствующего месторождения. После насыщения модели нефтью рассчитывали коэффициент нефтенасыщенности, образцы помещали в кернодержатель и термостатировали при пластовом давлении. Далее вытесняли нефть минерализованной водой до 100% обводнения извлекаемой жидкости. По окончании вытеснения нефти измеряли скорость фильтрации воды, проницаемость модели, после чего прекращали фильтрацию жидкости. При использовании водонасыщенной модели определяли скорости фильтрации воды и проницаемость. После прекращения фильтрации в составную модель пласта закачивали проверяемый состав в количестве 20% порового объема породы, в модель пласта из единичного образца породы закачивали исследуемые составы в количестве 100% порового объема породы. Модель оставляли на выдержку для реагирования на 6-24 часа, после этого трубопроводы очищали от образовавшегося осадка, далее фильтрацию возобновляли в обратном направлении и определяли параметры фильтрации.

На практике рекомендуется использовать состав для закачки в добывающие и нагнетательные скважины следующим образом.

По данным геолого-физических исследований оценить текущее состояние прискважинной зоны пласта в интервале перфорации и определить характер прорыва воды и источник обводнения. Далее оценить объем закачиваемого состава для проникновения его на глубину не менее 10 м от ствола скважины и кольматации интервала, по которому происходит прорыв воды. Затем приготовить изолирующий состав, закачать в скважину и продавить инертным составом в пласт; например водой, освобождая трубы и оставить для реагирования на 24 часа. Далее скважину запускают в работу. Таким образом можно снизить обводненость добываемой нефти за счет ограничения притока воды из водопромытых зон, частично перераспределить поток вытесняющей воды из водопромытой зоны в зону, не охваченную вытеснением, что приведет к дополнительному вытеснению нефти.

Для обработки нефтевмещающих пластов с целью доотмывания остаточной нефти в нагнетательную скважину закачивается состав, содержащий, мас.%: торф - 2,5, щелочь - 2,5. Можно использовать составы с меньшим содержанием компонентов.

Если пластовая вода содержит незначительное содержание катионов металлов, способных образовывать осадок с предлагаемым составом, то перед закачкой состава и/или после закачки состава рекомендуется создать оторочку из раствора, содержащего многозарядные катионы, способные образовывать осадок с закачиваемым составом.

Использование предлагаемого состава приводит к дополнительному вытеснению нефти и позволяет добиться эффективной изоляции притока пластовых вод путем закупорки высокопроницаемых, водопромытых и водонасыщенных интервалов нефтяного пласта путем создания прочной, неразмываемой водой изолирующей системы, способной уменьшать потоки воды и/или перераспределять их из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы.

Источники информации

1. Патент США №3927715, кл. Е 21 В 43/22, 1974.

2. «Нефтяное хозяйство», 1988 г., №10, с.33-35 (прототип).

Таблица 1
Примеры щелочных составов
Исходные компоненты	Полученный состав	Примечание
торф, мас.%	щелочь, мас.%	вода, мас.%	гуминовые кислоты, мас.%	Нераств. торф, мас.%
0,1	0,1	99,8	0,06	0,04
10	10	80	6,5	3,5
47,5	47,5	5	9,1	3,9	используется после разбавления водой
95,0	0,1	4,9	0,7	94,5

Таблица 2
Примеры использования состава для однородной модели пласта
№ п/п	Испытуемый состав и объем закачки состава, Vпор	Модель пласта	Объем закачки оторочек до состава/после состава, Vпор	Содержание в составе, мас.%	Проницаемость модели, мД	Уменьшение проницаемости после закачки состава, раз	Коэффициента вытеснения нефти водой, %	Прирост коэффициента вытеснения нефти, %
щелочи	гуминовых кислот	мелкодисперсного торфа	абсолютная	по воде, до закачки,	по воде после закачки
1	NaOH 0,1%, вода - остальное 0,2 Vпор	Насыпная		0,1	0,0	0,0	3290			1,54	70,4	6,8
2	торф - 0,8% вода - остальное 0,5 Vпор	Естественная		0,0	0,01	0,8	2535	10,8	10,2	1,06
3	торф - 5% 0,75 Vпор	Естественная кр. пористая		0,0	0,01	5	210,9	6,2	2,7	1,55
4	NaOH 44% торф 17,6% вода - 38,4% остальное, разбавл. 10 раз 0,5 Vпор	Естественная кр. пористая, трещиноватая	5% CaCl2 1Vпop, Н2O 0,2Vпop/ H2O 0,2Vпop 5% CaCl2 0,5Vпop	4,4	1,06	0,7	49	0,85	0,24	3,54	8,4	63

Продолжение таблицы 2
5	NaOH - 22% торф 13% разбавл. 5 раз, 0,3 Vпор	Естественная составная		4,4	1,56	0,0	68,9	0,63	0,5	1,4	46,1	21,5
6	NaOH 95% торф - 0,1% вода остальное 0,2 Vпор	Насыпная		47,5	0,085	0,0	3310			3,5	67,3	9,3
7	NaOH 10%, вода остальное 0,2 Vпор	Насыпная		10	0,0	0,0	3320			2,25	62,5	7.5
8	NaOH 40% остальное вода 0,2 Vпор	Насыпная		40	0,0	0,0	3420			3,5	70,2	8,4
9	NaOH - 0,1% торф - 95% разбавлен 10 раз 0,2 Vпор	Естественная		0,1	0,07	9,5	120	4,3	2,53	1,7

Таблица 3
Примеры использования состава для неоднородной насыпной модели пласта
№ п/п	Испытуемый состав и объем закачки состава, Vпор	Оторочка до закачки состава/после закачки состава	Содержание в составе, мас.%	Коэффициент вытеснения нефти водой высокопроницаемого пропластка/низкопроницаемого пропластка, %	Соотношение скоростей фильтрации	Прирост коэффициента вытеснения нефти высокопроницаемый пропласток/низкопроницаемый, %
Щелочи	Гуминовых кислот	Мелкодисперсного торфа	до закачки состава	после закачки состава
1	NaOH - 10% торф - 10% вода - остальное 0,05 Vпор	/10% CaCl2	10	6,5	3,5	80,1/10	7,2	1,5	4,3/35,6
2	NaOH - 10% вода - остальное 0,1 Vпор	5% CaCl2/ 5% CaCl2 0,05 Vпор	10	0,0	0,0	65,7/24,4	3	1,1	8,1/28,3
3	NaOH - 22% торф - 13% вода - остальное разбавл. 2 раза, 0,05 Vпор	5% CaCl2 0,05 Vпор/5 % CaCl2 0,05 Vпор	11	4,55	0,0	67/25	3,2	0,5	13/32,2
4	торф - NaOH - торф - 0,1% вода - остальное 0,2Vпор		0,1	0,06	0,0	67,3/22,4	3,3	3,3	0,6/1,3

Продолжение таблицы 3
5	NaOH - 0,1% торф - 0,1% 0,2 Vпор		0,1	0,06	0,04	65,9/21,8	3,5	3,0	0,5/1,2
6	NaOH - 47,5% торф - 47,5%, вода остальное разбавл. 23,75 раз 0,2 Vпор		2	1,7	0,3	72,1/14,3	5,5	1,6	4,6/32,4
7	NaOH - 47,5% торф 47,5% вода остальное разбавл. 4,75 раза 0,2 Vпор		10	8,5	0,0	72,5/13,5	5,4	2,2	3,7/30,6

1. Щелочной состав для вытеснения нефти, изоляции притока пластовых вод и перераспределения потоков нефтевытесняющей воды из водопромытых высокопроницаемых интервалов в неохваченные процессом вытеснения нефти интервалы, характеризующийся тем, что он является продуктом обработки торфа щелочью при следующем соотношении исходных компонентов, мас.%:

Щелочь	0,1 - 99,9
Торф	0,1 - 99,9
Вода	Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно очищен от остатка не растворимого в щелочи торфа и содержит, мас.%:

Щелочь	0,1 - 99,915
Экстрагируемые вещества торфа	0,085 - 54,75
Вода	Остальное