Патент на изобретение №2280669
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(54) ЩЕЛОЧНОЙ СОСТАВ НА ОСНОВЕ ТОРФА ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД И ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТОКОВ НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩЕЙ ВОДЫ
(57) Реферат:
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).
Формула изобретения
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.%:
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно очищен от остатка не растворимого в щелочи торфа и содержит, мас.%:
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
