Состав для вытеснения нефти из пласта

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Состав содержит щелочной сток производства капролактама - 4,0 - 9,99 мас.% и остальное - воду. Состав позволяет обеспечивать более равномерное продвижение фронта вытеснения нефти из пластов различной неоднородности как при первичном заводнении, так и на поздних стадиях разработки. 5 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам вытеснения нефти из пласта.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем поочередной закачки в пласт газа и раствора щелочи [1] Однако данный способ малоэффективен вследствие того, что на поздних стадиях разработки закачиваемый газ прорывается по промытым каналам.

Известен состав для заводнения нефтяного пласта, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), алифатический спирт, диаммоний фосфат и воду (см. Постоянный технологический регламент на производство товарных форм типа СНО-3 на Уруссинском опытном химическим заводе ПТР N 39-5765657-91, утвержденный 31 мая 1991 г.).

Недостатком известного состава является невысокая эффективность из-за адсорбции НПАВ и его биоразлагаемости.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для вытеснения нефти из пласта на основе щелочи и воды [2] при следующем соотношении компонентом, мас. Щелочь 0,5-5, Вода Остальное Данному составу присущи следующие недостатки: недостаточная эффективность при заводнении как однородных, так и неоднородных пластов; невозможность применения в пластах, содержащих высокоминерализованные воды.

Цель изобретения создание состава для вытеснения нефти из нефтяного пласта, обеспечивающего более равномерное продвижение фронта вытеснения нефти, и более эффективный отмыв нефти из пластов различной неоднородности, используемый как при первичном заводнении, так и на поздних стадиях разработки. Предлагаемый состав содержит щелочную добавку и воду, причем в качестве щелочной добавки он содержит щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) при следующем соотношении компонентов, мас. ЩСПК 4-99,9 Вода Остальное.

Состав готовят путем ввода расчетного количества ЩСПК в закачиваемую воду при постоянном перемешивании. Работы по приготовлению и закачке состава в пласт осуществляют по известной технологии с использованием стандартного оборудования.

Щелочной сток производства капролактама согласно ТУ 113-03-488-84 является отходом производства капролактама и представляет собой водный раствор натриевых солей кислых побочных продуктов окисления циклогексана. ЩСПК это жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачная, без механических примесей, массовая доля сухого вещества 25-45% массовая доля натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат Na) 18-30% массовая доля циклогексанола не более 0,8% массовая доля циклогексанона не более 0,2% массовая доля смолы не более 10% рН раствора 10-13, плотность при 20^оС 1,1-1,2 г/см³.

В результате лабораторных исследований установлено, что сочетание в ЩСПК щелочей, натриевых солей органических кислот и смол при определенных концентрациях в водном растворе обеспечивает не только улучшение нефтевытесняющих свойств воды, но и увеличение охвата пласта за счет адсорбции смол и образования малорастворимых продуктов взаимодействия ЩСПК с пластовой водой.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить нефтеотдачу пласта за счет улучшения нефтевытеснения и увеличения охвата пласта воздействием.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при разработке нефтяных пластов.

ЩСПК поставляется к месту использования в специально выделенных железнодорожных цистернах с нижним сливом или автоцистернах.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности разработки нефтяных залежей с использованием предлагаемого состава и состава-прототипа.

Для испытаний используют образцы ЩСПК, содержащие различные количества сухих веществ (см.табл.1).

Оптимальное содержание ЩСПК в составе определяли по величине межфазного натяжения на границе с керосином. Для оценки величины межфазного натяжения использовали сталагмометр с прямым капилляром, измерения проводили по известной методике БашНИПИнефть при температуре 20^оС. Керосин имел плотность 0,780 г/см³, межфазное натяжение его с водой составляло 50,5 мн/м. Результаты измерений и значения вязкости составов приведены в табл. 2.

Из данных табл. 2 видно, что положительные свойства состава проявляются при варьировании содержания ЩСПК от 4 до 99,9 мас. При таком содержании ЩСПК в воде резко уменьшается межфазное натяжение на границе керосин-вода, что способствует более эффективному отмыву нефти из порового пространства, а также повышение вязкости состава приводит к увеличению охвата пластов воздействием за счет перераспределения фильтрационных потоков.

Оценку эффективности нефтевытеснения определяют в лабораторных условиях на моделях, имитирующих пласты различной неоднородности в условиях первичного вытеснения нефти и доотмыва нефти по следующим показателям: приросту коэффициента нефтеотдачи, коэффициенту вытеснения и увеличению фильтрационного сопротивления.

П р и м е р 1. Модель однородного пласта представляет собой термостатированную металлическую трубку длиной 1 м и диаметром 3,3 см, заполненную молотым кварцевым песком с размером частиц не более 0,4 мм. После вакуумирования модель насыщают пластовой водой, которую вытесняют пластовой нефтью плотностью 0,838 г/см³, вязкостью 3,84 мПас при 30^оС. Испытания проводят в условиях первичного отмыва нефти при постоянном перепаде давления 0,06 МПа. Для этого после насыщения модели нефтью прокачивают щелочные растворы до 100% -ной обводненности отбираемых проб жидкости. По количеству вытесненной нефти рассчитывают безводный и конечный коэффициенты вытеснения. Результаты исследований приведены в табл. 3.

При использовании водного раствора гидроокиси натрия, взятого в качестве известного состава, при концентрации 0,1; 0,5 и 5,0 мас. безводные и конечные коэффициенты вытеснения нефти составляет соответственно 52,5; 54,6; 59,8% и 57,1, 59,0, 61,8% (см.табл.3, опыты 1,5,7). При использовании заявляемого состава безводные и конечные коэффициенты вытеснения нефти по сравнению с прототипом увеличиваются на 0,3-3,3% и 0,1-6,1% соответственно (см. табл.3, опыты 2-4,6,8).

П р и м е р 2. Модель неоднородного пласта представляет собой два пропластка различной проницаемости, которые аналогичны однородным моделям примера 1. Пропластка после насыщения водой и нефтью подсоединяются к одной напорной линии. Сначала из моделей проводят первичное вытеснение нефти минерализованной водой (содержание солей 130 г/л) до обводненности 100% проб, отбираемых из высокопроницаемого пропластка. Затем закачивают щелочные растворы объемом 12,5% от объема пор пласта с последующим доотмывом минерализованной водой. Закачку воды и испытуемых растворов проводят в режиме постоянного расхода (Q 20 см³/ч). Результаты исследований приведены в табл. 4.

Как видно из приведенных данных, использование заявляемого состава различной концентрации в пластах, содержащих высокоминерализованные воды, приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи в 1,05-5,33 раза, к увеличению коэффициента вытеснения на 0,2-12,8% по сравнению с результатами, полученными при использовании водного раствора гидроокиси натрия с максимальной концентрацией, применяемой для добычи нефти.

П р и м е р 3. Модели неоднородного пласта, аналогичные моделям в примере 2. После насыщения моделей водой и нефтью модели устанавливаются к установке для прокачивания жидкостей в режиме постоянного расхода. Первоначально прокачивается нефть для определения значений фильтрационного сопротивления пористой среды высокопроницаемого пропластка. Затем в условиях первичного вытеснения нефти закачивается щелочной агент. Эффективность действия реагентов определяется по коэффициенту вытеснения нефти из высокопроницаемого пропластка, через 1 п.о. прокачанной жидкости и изменению фильтрационного сопротивления пористой среды по сравнению с прокачкой нефти и аналогичным процессом заводнением без применения реагентов. Результаты испытаний приведены в табл. 5.

Данные, приведенные в табл. 5, показывают, что в условиях первичного вытеснения нефти из неоднородных пластов заявляемый состав обладает более лучшими нефтевытесняющими свойствами, чем известный состав. Коэффициент вытеснения нефти увеличивается для ВП и НП соответственно на 7,1 и 6,1% Использование заявляемого состава приводит к увеличению фильтрационного сопротивления высокопроницаемого пропластка в 2,26 раза, в то время как по прототипу лишь в 1,52 раза, что способствует боле эффективному вовлечению в разработку низкопроницаемых пропластков и тем самым повышению нефтеотдачи. Через 1 п.о. коэффициент вытеснения нефти из НП при вытеснении известным составом составляет 3,4% а предлагаемым составом 6,4% т.е. на 3% больше за счет увеличения охвата воздействием.

Применение предлагаемого состава позволит увеличить добычу нефти из пластов различной неоднородности и в условиях содержания минерализованных пластовых вод как при первичном вытеснении, так и при доотмыве нефти; утилизировать крупнотоннажные отходы химических производств, что позволит решить экологическую проблему; использовать при перевозке и закачке стандартную технику; производить закачку состава при температуре до -25^оС; снизить затраты при добыче нефти.

Формула изобретения

Состав для вытеснения нефти из пласта, включающий щелочную добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве щелочной добавки он содержит щелочной сток производства капролактама при следующем соотношении компонентов, мас.

Щелочной сток производства капролактама 4,0 99,9 Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4