СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ
METHOD OF INCREASING OIL RECOVERY BY CHEMICAL TREATMENT

Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.
Известен способ регулирования проницаемости пласта, включающий последовательную закачку гелеобразующего раствора следующего состава, масс. %: алюмосиликаты 2,0÷4,0, соляная кислота 4,0-8,0%-ной концентрации - 44,1-51,1, карбоксиметилцеллюлоза 1,5-2,5 и вода 46,4-54,4 и кислотного состава, содержащего, масс. %: соляную кислоту 0,25-0,5-ной концентрации и воду (Патент РФ №2182654, опубл. 20.95 2002 г.).
Однако известный способ по техническому результату направлен на увеличение глубины проникновения раствора в пласт путем селективного воздействия на породы. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, раствор проникает в водонасыщенный участок коллектора и не охватывает нефтенасыщенные участки.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий использование силиката натрия и в качестве структурообразующего реагента цеолитасодержащего породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами и дополнительно проводят выдержку (Патент РФ №2157451, 2006 г.).
Однако известный способ по техническому результату направлен на выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока к добывающим скважинам. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, раствор проникает в водонасыщенный участок коллектора, уменьшая его проницаемость и производительность, особенно в призабойной зоне нагнетательной скважины, и не охватывает нефтенасыщенные участки, особенно нижние горизонты.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ извлечения нефти путем закачки в пласт малоглинистый раствор с добавками сульфата магния. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины (Патент РФ №2425967, 2011 г.).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки, выражающаяся в незначительном увеличении продуктивности скважины после обработки, так как все растворы не обладают универсальной проницаемостью и вытеснением нефти из застойных зон.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности химической обработки нефтесодержащего пласта.
Технический результат - повышение нефтеоотдачи пластов.
Задача решается тем, что способ повышения нефтеоотдачи пластов путем химической обработки включает закачку в пласты солевых растворов, содержащих хлориды натрия и магния, и также характеризуется тем, что в качестве указанного раствора осуществляют закачку в пласт подкисленного раствора хлорида натрия и хлорида магния с общим содержанием солей 60-200 г/л, взятых в соотношении 1:0,10÷0,15, 15, и чередованием рН закачиваемого раствора, выбранного из диапазона 1,0-5,5.
Причем солевой раствор получают при опреснении морской воды путем подкисления серной или соляной кислотой pH 1,0 до 5,5 при перемешивании, выдерживания и отделения от осадка.
Сущность изобретения
Карбонатные пласты характеризуются разнонаправленной трещиноватостью, неоднородностью и низким коэффициентом извлечения нефти. В случае вязкой нефти после дренирования добываемой нефти из коллектора, примыкающего непосредственно к зоне перфорирования скважины, наблюдается резкое падение дебита нефти. Существующие технологии неэффективны в этих условиях. Особенно большие зоны нефти в нижних горизонтах пласта.
Предлагаемая технология комплексно воздействует на нефтесодержащий пласт.
За счет химических реакций и разбавления пластовой водой, находящейся в пласте, резко уменьшая содержание нерастворимых соединений, увеличивается проницаемость в породах пласта. Одновременно, за счет большего удельного веса солевого раствора происходит вытеснение нефти из застойных зон.
При этом поднимается температура в пласте, уменьшается вязкость нефти и повышается растворимость соединений, образованных за счет взаимодействия кислоты и вмещающих пород.
Хлориды за счет реакций замещения и большей растворимости солей натрия увеличивают поры в пласте за счет следующих химических реакций:
3
2
2
3
-1
СаСО(тв)+Cl+2Н+→CaCl+НСО (р-р)
Взаимодействие хлоридов с карбонатами и элементарной серой приводит к образованию газов, которые повышают давления в пласте, что способствует вытеснению более легкой фракции - нефти.
Слабое изменение во времени концентрации продуктов взаимодействия серы с водой в опытах длительностью свыше 15 ч для 90°C, 2,2 ч для 150°C и 0,4 ч для 200°C указывает на достижение в этих условиях следующего метастабильного равновесия:
2
3
2
2
3
2
3
2-
2+
4S(эл)+3HO+СаСО(тв)→←2HS(p-p)+SO +Са+HCO (р-р)
2
Более низкие, чем это следует из стехиометрии данной реакции концентрации сероводорода по сравнению с тиосульфат-ионом, вероятно, обусловлены трудностью отбора проб без потерь такого летучего компонента, как HS.
Полученные экспериментальные данные были сопоставлены с результатами термодинамических расчетов. Для этого проведена оценка активностей продуктов реакции по метастабильному равновесию, а также реакции конечного диспропорционирования
2
2
4
2-
4S(эл)+4HO→←4HS(p-p)+SO +2Н+
В качестве примера можно рассмотреть результаты расчетов равновесия
2
3
2
2
4
-
+
FeO(тв)+5S(эл)+HO→←2FeS(тв)+HSO +H
4
-
+
константа которого равна 1016,6. Ее большая величина указывает на резкий сдвиг равновесия вправо с образованием значительных количеств серной кислоты, диссоциирующей на HSO - и H-ионы.
Для практических задач представляет интерес не только анализ сульфидирования оксидов, но и случай, когда окисленный металл связан в кристаллической решетке силикатов или других солей кислородных кислот. С этой целью можно сопоставить константы двух равновесий:
2
2
4
-
+
3FeO(тв)+7S(эл)+HO→←3FeS(тв)+HSO +Н
2
2
2
4
-
+
1,5FeSiO4(тв)+7S(эл)+HO→←3FeS(тв)+1,5SiO(тв)+HSO +H
-
-1
-
-
2-
3
2
4
4
В присутствии хлоридов равновесными растворимыми формами при температурах 25 и 150°C является Cl, ClO  HS, HS, HSO  и SO .
Солевые растворы хлоридов имеют удельный вес в 1,2-1,5 раза выше чем вода и существенно больше чем у нефти, поэтому солевые растворы эффективно заполняют и вытесняют и воду, и нефть из нижних горизонтов пласта.
Наконец, солевые растворы, содержащие преимущественно хлориды натрия и магния, в избытке получаются в процессах опреснения соленой воды, которая сбрасывается в водоемы или прибрежную зону моря, что создает большие экологические проблемы. Использование солевых растворов и возвращение в пласт позволяет решить экологические проблемы и одновременно получить экономическую выгоду от увеличения нефтеотдачи пласта.
Примеры конкретного исполнения проводились на макетных стендах.
3
Пример 1. На отработанном участке месторождения, где расчетный средний дебит скважин 0,07 л/сут, средняя обводненность 12,5%, пластовая температура 28°C, вязкость нефти в пластовых условиях плотностью 941 кг/м.
Через остановленную скважину, обработанную солевым раствором, содержащим 90 г/л хлорида натрия и 1,1 г/л хлорида магния, закачали 12,8 л солевого раствора.
В результате расчетный дебит скважины увеличился с 0,07 до 11,2 л /сут.
Пример 2. На этом же участке одну скважину использовали в режиме постоянной подачи солевого раствора в количестве 12-14 л/сутки. В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 3,5 м, увеличили свою производительность с 0,15 до 8,0-9,8 л/сут. Соотношение в солевом растворе поддерживалось в пределах хлоридов натрия и магния 1:0,1÷0,15, как это имеет место в морской воде.
3
Пример 3. На отработанном участке месторождения, где расчетный средний дебит скважин 0,07 л/сут, средняя обводненность 12,5%, пластовая температура 28°C, вязкость нефти в пластовых условиях плотностью 941 кг/м.
Скважину обрабатывали солевым раствором, содержащим 90 г/л хлорида натрия и 1,1 г/л хлорида магния, рН раствора 1,0, затем закачали 12,8 л солевого раствора (проверили допустимость рН 5,5). Дебит скважины увеличился на 8 л /сут.
Пример 4. В аналогичных условиях использовали режим постоянной подачи солевого раствора в количестве 12-14 л/сутки. В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 3,5 м, увеличили свою производительность с 0,15 до 8,0-9,8 л/сут. Соотношение в солевом растворе поддерживалось в пределах хлоридов натрия и магния 1:0,1÷0,15, как это имеет место в морской воде. рН при подаче чередовалось от 1,3 до 4,9. Дебит скважины увеличился до 9,0 л/сут.
Другие примеры отражены в виде таблиц 1 и 2.
В Таблице 1 примеры на строках 1, 6, 7 - сравнительные.
В Таблице 2 примеры на строках 6, 7 - сравнительные.
Как видно из всех примеров, включая сравнительные, технический результат достигается при выполнении заявленной совокупности признаков.
Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу пласта и утилизировать солевые отходы, полученные при опреснении воды, решив экологические проблемы.
В случае применения отходов, полученных при опреснении морской воды, необходимо перемешивать солевой раствор, выдерживать и отделять образовавшийся осадок. При этом выделяются в осадок биогенные вещества, содержащие растворенные органические соединения и неорганические формы азота, кремния и тяжелых металлов. Эти соединения способны адсорбироваться на минеральных породах, забивая поры и тем самым уменьшая проникающую способность солевых растворов. В свою очередь, эти процессы экранируют труднодоступные зоны скопления нефти, особенно в нижних зонах пласта.