Способ вытеснения нефти

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения нефти за счет снижения проницаемости породы и увеличения охвата пласта заводнением. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти за счет улучшения реологических свойств композиции в минерализованной воде и образования микроэмульсии на границе нефть - раствор. В способе вытеснения нефти заводнением закачивают водный раствор биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ-КШАС-М с добавкой каучукоподобного полимера - латекса при массовом соотношении от 1:1 до 1:5. Способ предназначен для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов обводненных месторождений. Способ прост и технологичен, реагенты нетоксичны. 1 табл.

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к способам вытеснения нефти за счет снижения проницаемости породы и увеличения охвата пласта заводнением.

В настоящее время известны и широко используются для увеличения нефтеотдачи различные ПАВ биологического происхождения (а. с. 1619779, E 21 B 43/22). В данном изобретении используется биологически активный субстрат в композиции с полимером-акриламидом. Состав неэффективен по охвату пласта заводнением. Известен пат. РФ 2041345, E 21 B 43/22, в котором используются биореагент КШАС и растворитель. Недостатком его является ограниченность применения из-за расслоения эмульсии на отдельные фазы при малых концентрациях солей, содержащихся в минерализованных водах. Наиболее близким аналогом к заявленному является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку смеси биоПАВ КШАС и полиакриламида (пат. РФ 2060373 E 21 B 43/22). Этот способ недостаточно эффективен из-за незначительного повышения реологических свойств.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет улучшения реологических свойств композиций биоПАВ и полимера в минерализованной воде и образования микроэмульсии на границе нефть-раствор.

Положительный эффект достигается тем, что в способе вытеснения нефти заводнением, включающем закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ с добавкой полимера в качестве полимера используют каучукоподобный полимер - латекс при соотношении биоПАВ:латекс от 1:1 до 1:5.

Биологический поверхностно-активный реагент - биоПАВ КШАС-М по ТУ 9291-015-00479770-96 представляет собой продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas axruginosa S-7. Обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью E₂₄ до 80% со степенью мицеллярного разведения (СМД) более 200 раз. Применим в качестве заменителя химических ПАВ для повышения нефтеотдачи. Возможно также применение биологического ПАВ КШАС.

Латекс по ТУ 38.303-05-45-94 марки СКС-65ГПБС водная дисперсия каучукоподобных полимеров (pH=10-11), молочного цвета, выпускается АО "Каучук" в г. Стерлитамаке. Применяется в производстве водно-дисперсионных лакокрасочных материалов, бумажной промышленности и промышленности строительных материалов.

Эффективность способа вытеснения нефти из обводненного пласта достигается за счет того, что образующиеся при взаимодействии биоПАВ, латекса и минерализованной воды в результате межмолекулярных связей пространственные агрегативно устойчивые структуры проявляют реологические свойства при течении в пористой среде. Кроме того, на границе с нефтью композиция способна образовывать микроэмульсии высокой вязкости и стабильные во времени, способные снижать межфазное натяжение и увеличивать смачивающую способность. Агрегативная устойчивость системы обеспечивает присутствие биоПАВа, которое дает основание считать, что молекулы биоПАВа образуют сольватные оболочки вокруг частиц осадка. Сольватные слои обладают упругостью, повышенной вязкостью и создают механическое препятствие слипанию частиц.

Способ вытеснения нефти более эффективен при высокой обводненности нефти (80% и более), послойной неоднородности пластов, содержащих минерализованную воду (140-250 г/л).

Эффективность предлагаемого способа определялась экспериментально по изменению текущего и остаточного фактора сопротивления в процессе вытеснения остаточной нефти по известной методике. Результаты исследований приводятся в таблице.

Пример 1.

Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта, длиной 50 см, диаметром 2,8 см, представленных дезинтегрированным песчаником со средней проницаемостью 0,7-0,9 мкм². В образцах пористых сред создавалась связанная вода, модели насыщались подготовленной нефтью с вязкостью 18,7 мПас. При горизонтальном положении из моделей пласта вытесняли нефть минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) при ее объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих из моделей пласта проб жидкости. Затем в модель пласта подавали оторочку пресной воды (0,05 V пор) и композицию, состоящую из смеси биоПАВ и латекса при соотношении 1:2 в количестве 0,3 поровых объема. Композицию проталкивали пресной водой (0,05 п.о.) и пускали фильтрацию минерализованной воды до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости. Определяют текущий и остаточный фактор сопротивления, который равен 15,9 и 15,7 соответственно. По вытесненной нефти определяют прирост коэффициента вытеснения и рассчитывают прирост нефтеотдачи - 16,4 (опыт 3).

Пример 2.

Параллельно в таких же условиях определяют текущий фактор сопротивления, остаточный фактор сопротивления и прирост нефтеотдачи по прототипу (опыт 6). Текущий фактор сопротивления равен 9,1, остаточный фактор сопротивления 8,3. Прирост коэффициента нефтеотдачи составляет 12,5%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательных скважин и обводненностью добываемой жидкости. Проницаемость колеблется от 0,6-0,7 до 5-6 мкм². Пористость - 0,20. Пластовая нефть вязкая, малоподвижная. Вода минерализованная 140-160 г/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта 1500 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной эксплуатационной (добывающей) скважинами. Плотность сетки скважин: 12 га/скв. Обводненность нефти 85-87%.

Для осуществления способа через нагнетательную скважину закачивают оторочку раствора композиции биоПАВ и латекса в объеме 6 м³ с концентрацией 10% биоПАВ и 10% латекса. Суммарный расход биоПАВ и латекса при соотношении 1:1 составляет 1,2 т. Перед закачкой и после закачки композиции в пласт закачивают оторочку пресной воды. Отбор нефти производят через добывающую скважину. В результате применения способа предполагается дополнительно получить 120-150 т нефти на 1 т израсходованных химреагентов.

Данный способ вытеснения нефти с применением биоПАВ и латекса предназначен для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов обводненных месторождений, имеющих высокопроницаемые промытые зоны; при низком нефтевытеснении охватываемых заводнением пластов; может быть осуществлен на месторождениях разрабатываемых методом заводнения. Способ прост и технологичен, реагенты нетоксичны. Не требуется дополнительных затрат по обустройству промыслов. Водный раствор биоПАВ и латекса можно закачивать в смеси или последовательно.

Формула изобретения

Способ вытеснения нефти заводнением, включающий закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ с добавкой полимера, отличающийся тем, что в качестве полимера используют каучукоподобный полимер - латекс при соотношении биоПАВ : латекс от 1 : 1 до 1 : 5.

РИСУНКИ

Рисунок 1