Способ вытеснения нефти из пласта

 

1. СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА путем последовательной закачки в него оторочки из минерализованной воды и мицеллярного раствора с внешней водной фазой, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса вытеснения, оторочку из минерализованной воды закачивают с концентрацией солей, превьшающей концентрацию солей водной фазы мицеллярного раствора . 2. Способ по п. 1, о т л и ч аю щ и и с я тем, что оторочку минерализованной воды закаливают с концентрацией солей в 4,6-51 раз превьшающей концентрацию водной фазы миделлярного раствора. (Л

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„„SU„,?4?19 l

А (511 4 Е 21 В 43/22

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ABTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

° °

° а

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 2585268/23/33 (22) 01.03.78 (46) 15.02.86. Бюл. № 6 (71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам нефтяной промьппленности (72) В.П.Городнов (53) 622.276(088.8) (56) Paul Ч.У., Fronine Н.R. Salinity effects of Nicellar Flooding>

Yournal of Petroleum Technology, Aug. 1973, р. 957-958.

Патент США № 3343597, кл. 1 6-9, опублик. 26.09.67. (54).(57) 1. СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

ИЗ ПЛАСТА путем последовательной закачки в него оторочки из минерализованной воды и мицеллярного раствора с внешней водной фазой, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса вытеснения, оторочку из минерализованной воды закачивают с концентрацией солей, превьппающей концентрацию солей водной фазы мицеллярного раствора.

2. Способ по и. 1, о т л и ч аю шийся тем, что оторочку минерализованной воды закачивают с концентрацией солей в 4,6-51 раз превышающей конЦентрацию водной фазы мицеллярного раствора.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промьппленности, в частности к способам вытеснения нефти иэ пластов, Известен способ вытеснения нефти из пласта путем закачки в него прямого мицеллярного раствора °

Способ применим для пластов, минерализация воды которых не превьппает минерализации водной фазы мицеллярного раствора.

Известен способ вытеснения нефти из пласта путем последовательной закачки в него оторочки из минерализованной воды и мицеллярного раствора с внешней водной фазой. При этом концентрация солей минерализованной воды меньше или равна концентрации солей водной фазы мицелярного раствора.

Цечью является повьппение эффективности процесса вытеснения.

Указанная цель достигается тем, что отсрочку из минералиэованной воды закачивают с концентрацией солей, превьппающей концентрацию солей водной фазы мицеллярного раствора с 4,6-51 раэ.

Способ осуществляют следующим образом.

Закачивают в пласт оторочку минерализованной воды с концентрацией солей, превышающей концентрацию закачиваемого затем мицеллярного раствора с внешней водной фазой, При этом концентрация солей закачиваемой минералиэованной воды превышает концентрацию водной фазы мицеллярного раствора в 4,6-5 1 раз.

Состояние прямого мицеллярного раствора (ПМР) в контакте с водой различнои минерализации и с нефтью хорошо наблюдается в статических условиях. C этой целью были проведены опыты по следующей методике, В градуированный цилиндр емкостью

50 мл заливают воду определенной минерализации в объеме 10 мл. Затем на поверхность осторожно наслаивают, из пипетки прямой мицеллярный раствор (30 мл) и на ПМР 10 мл нефти

20 с 34 = 0,847 г/смэ и, = 5,53 спэ.

Мицеллярный раствор в этих опытах имел следующий состав, мас.7.:

Аммонийный нефтяной сульфонат эквивалентного веса 507 (в пе— ресчете на активное вещество) 3,6

Углеводород (масло, входящее в состав нефтяного сульфоната) 8,0

Сульфат аммония 2,4

Вода водопроводная 86,0

Мицеллярный раствор данного сос10 тава готовился путем смешивания 807. водопроводной воды с 207. нефтяного сульфоната, получаемого в объединении "Омскнефтеоргсинтез" путем нейтрализации аммиаком кислого гудрона—

15 побочного продукта производства присадки к маслам С-300. Состав этого нефтяного сульфоната следующий, мас.Ж:

Аммонийный нефтяной сульфонат

Углеводород (несульфированное масло) 40,3

Сульфат аммония 12,0

Вода 29,7

Вода определенной минерализации готовилась путем разбавления пластовой воды Радаевского месторождения общей минералиэации 246,2 г/л водоЗО проводной водой в объемном соотношении 2: 1, 1:1, 1:2,,:10, 1:100.

Пластовая вода имеет = 1 1633 г/см и следующий состав, г/л:

Cl

35 804

НСО

Са

2+

18,0

150, 40

1,18

0,04

7,64

2,80

84,18

Z 246,23

Было поставлено 6 опытов, в которых ПМР находился в контакте с нефтью и водой, различной минерализации, 4S начиная с 246 и до 2,4 г/л. Опыт проводился при комнатной температуре, Визуально в цилиндрах наблюдалось активное смешивание IINP с нефтью и водой любой минерализации — образуются промежуточные слои между фазами.

Через 7-10 дней смешивание фаз завершается. При этом в цилиндрах, содержащих воду минерализациеи вьппе

20 г/л, наблюдалось образование трех слоев: нижнего (водного) объемом

31-32 мл, среднего (обратного мицел-. лярного раствора) объемом 6"? мл и верхнего (нефтяного) объемом 10,5747191

2,0

1,2

0,5

Следующие примеры иллюстрируют эффективноть предлагаемого способа увеличения нефтеотдачи с помощью прямых мицеллярных растворов при извлечении остаточной неАти иэ керна, моделирующего третью стадию разработки.

Пример 1. Нефтевытесняющая способность прямого мицеллярного раствора на основе нефтяного сульфоната среднего эквивалентного веса 417 (состав IIMP приведен вьппе) определялась по следующей методике.

Модель пласта длиной 50 см и диаметром 1,1 см, представленную кварцевым песком и имеющую пористость

11 мл. Между ОМР и нефтяным слоями граница раздела размытая, что указывает на их ограниченную смешиваемость в статических условиях, тогда как между OMP и водной фазой четкая граница раздела.

Состав образующегося OMP следующий, мас.%:

Нефтяной сульфонат 13,5-14,0

Углеводород 33,0-36,0

Водный раствор солей 50,0-54,0

В опыте с водой той же минерализации (2,4 г/л), что и минерализация воды, находящейся в ПМР, наблюдается 15 образование двух слоев с четкой границей раздела: нижнего (разбавленной водой ПМР) объемом 38-39 мл и верхнего (нефтяного) объемом 11-12 мл.

Инверсия ПМР в обратный МР в дина- 2о мических условиях протекает значительно быстрее.

Аналогичная картина инверсии прямого мицеллярного раствора в обратный наблюдалась при контакте ПМР, 25 приготовленного на основе нефтяного сульфоната со средним эквивалентным весом 417, с водой той же минерализации, что и в вышеописанном случае.

Состав ПМР на основе данного сульфоната был следующий, мас.%:

Нефтяной сульфонат среднего эквивалентного веса 417

Углеводород (масло, входящее в состав нефтяного сульфоната)

Сульфат натрия

Вода общей минерализации 4,8 г/л, в том числе Са + МВ

z< g t

0,21 г/л 96,3

36% и проницаемость по воде 3,8 дарси, насьпцают пластовой водой Радаевского месторождения (состав ее приведен вьппе), затем воду вытесняют тремя поровыми объемами керна алакаевской нефти вязкостью 5,53 спз о при 20 С и затем нефть вытесняют водопроводной водой или водой другой минерализации (соотношение радаевская вода : водопроводная вода составляет 1:О, 2:1, 1:1, 1:2, 1:10, 1:50) до предельной обводненности выходящих проб жидкости иэ керна.

При этом конечное нефтевытеснение достигает ?8-82%. Затем в керн пос-. ледовательно эакачивают 5% от объема пор прямого мицеллярного раствора, 50% от объема пор водного раствора полиакриламида вязкостью 7,0 спз, и затем три порового объема керна водопроводной воды. Опыты проводятся о при комнатной температуре (20-22 С).

Полученные данные по нефтевытеснению показывают, что IIMP практически не вытесняет нефть из керна, содержащего водопроводную воду или воду, близкую по минералиэации к воде, на которой готовился ПМР (4,8 г/л солей). При минерализации же пластовой воды в керне, например, выше в 5 раз, чем минерализация воды

ПМР (суммарное содержание солей

2,4 г/л) нефтевытеснение прямого мицеллярного раствора резко возрастает до 65% и достигает максимальной величины (90%) при суммарном содержании солей в пластовой воде 120 г/л (содержание Са + Hg, " 5 г/литр) .

Хорошая нефтевытесняющая способность

ПМР (62/) сохраняется также при фильтрации его через керн, содержащего высокоминерализованную воду (243 г/л) с большим содержанием ще- . лочно-земельных катионов (-10,4 г/л)., В промысловой практике предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи реализуют в двух вариантах в зависимости от минерализации воды, закачиваемой в пласт до начала работ с

ПМР: непосредственная закачка ПМР в пласт, если пласт заводнялся водой минералиэацией более, чем в

4,6-51 раз выше минерализации воды

ПМР, предполагаемого к закачке; если месторождение эаводнялось слабоминералиэованной водой (например, пресной), то перед закачкой ПМР необходимо ввести в.пласт 1-5% от объема

747191

Редактор О. Юркова

Техред М.Пароцай

Корректор Л. Пилипенко

Заказ 657/2

Тираж 548

Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва,, Ж-35, Раушская наб., д. u/5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4 пор минерализованной воды с суммарным содержанием солей не менее 50 г/л (более точно- содержание солей определяется по преггварительньгм лабораторным исследованиям). При этом минерализованную воду готовят либо на пластовой воде высокой минерализации ггутем ее разбавления пресной водой, либо, если отсутствует пластовая вода, путем растворения хлористого натрия в пресной воде.

Введенный в пласт ПМР продвигают далее раствором полимера (полиакриламида, полисахарида и т.п.) на пресной воде в объеме 30-50Х от объема пор и затем слабоминерализованной водой.

Однако ПМР может быть приготовлен и на водном растворе полимера и затем закачан в пласт.

При интенсификации работ скважин

ПМР может продавливаться в призабойную зону скважины и пресной гзодой, если отсутствует водорастворимый полимер..

Данный способ применения ПМР используется на любой стадии разработки нефтяных месторождений.

Предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи был испытан на нефтеотмывающую способность в промысловых условиях при обработке нагнетательной скважины 11 191 Радаевского месторождения,работающую под закачку сточных вод с суммарным содержанием солей

260 г/л. В скважину был закачан ПМР, приготовленный из 2,5 м омского нефтяного сульфоната (состав его приве1О ден выше) и 7 м пресной воды, на

17 м интервала перфорации, ПМР проталкивался в призабойную зону скважины пресной водой (11 м ).

В результате проведенной обработки

15 приемистость скважины г""- 191 гго сточной воде повысилась с 316 до 500550 м /сут при одном и том же давлении закачки.

Ориентировочный расчет экономи2Î ческой эффективности от TIph, åíåíèÿ предполагаемого способа при интенсификации работы 100 иагнетательных скважин показывает экономию около

0,7 млн. рублей, при увеличении

2 нефтеотдачи пластов на третьей стадии разработки с помощью 10 тыс. тонн омского сульфоната (в пересчете на.20А содержание активггого вещества) экономия составляет около 2,0 млн. рублей при дополнительно добытой третичной нефти 0,5 млн. м .