СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF DEVELOPMENT OF FLOODED OIL FORMATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (Патент на изобретение №2387814, Е21В 43/20, Е21В 43/22, от 22.12.2008 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, закачку водного раствора соли многовалентного металла, буферной оторочки и водного раствора щелочного стока производства капролактама (ЩСПК).
Недостатком данного способа является недостаточная технологическая эффективность и сложность технологического процесса выполнения.
Известен состав для добычи и транспорта нефти (Патент на изобретение №2176656, C09K 3/00, Е21В 37/06, от 05.01.2000 г.), содержащий многокомпонентную смесь синтетических анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ, оксиэтилированных эфиров фосфорной кислоты и углеводородного растворителя и добавку алифатического или ароматического спирта или продукты их содержащие.
Недостатком данного состава для добычи нефти является недостаточная экономическая эффективность при большеобъемных обработках нефтяного пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи (Патент на изобретение №2039224, Е21В 43/22, Е21В 33/138, от 15.07.1992 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора алюмохлорида, водного раствора щелочного стока производства капролактама и вытесняющего агента.
Недостатком данного способа является низкая глубина проникновения вследствие осадкообразования в призабойной зоне пласта и сложность осуществления технологического процесса, а также дороговизна раствора алюмохлорида.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти, закачкой через нагнетательные скважины растворов, которые понижают поверхностное натяжение воды, создают стойкие эмульсии и пены.
Техническая задача решается тем, что в нефтяной пласт через нагнетательную скважину закачивают водный раствор ЩСПК. В отличие от прототипа перед нагнетанием водного раствора ЩСПК в пласт, в качестве которого используют композицию из 10%-ного водного раствора ЩСПК, многокомпонентной смеси, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатического или ароматического спирта, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
указанный водный раствор щелочного стока производства капролактама
99,3-99,7
указанная многокомпонентная смесь
0,25-0,45
алифатический или ароматический спирт
0,05-0,25,
закачивают 10%-ный водный раствор смеси натриевых солей лигносульфоновых кислот (ЛСТА).
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти, за счет предварительной закачки 10% раствора ЛСТА, который понижает поверхностное натяжение воды, создает стойкие эмульсии и пены.
Закачка композиции из 10%-ного водного раствора ЩСПК, многокомпонентной смеси, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатического или ароматического спирта приводит к вытеснению нефти водой с образованием поверхностно-активных веществ (ПАВ), образующихся при взаимодействии щелочных компонентов с нефтью.
Сущность изобретения заключается в следующем.
В обводненный нефтяной пласт через нагнетательную скважину закачивают 10%-ный раствор ЛСТА, предварительно замешанный на пресной воде. ЛСТА представляет собой отход производства целлюлозы сульфатным способом и должен содержать не менее 30% основного вещества. Данный раствор хорошо подавляет центры адсорбции на породе продуктивного нефтяного пласта, что позволяет в дальнейшем более эффективно осуществить доотмыв с помощью композиций из 10%-ного раствора ЩСПК с многокомпонентной смесью и спиртом.
Затем закачивают композицию из 10%-ного ЩСПК, многокомпонентной смеси, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатический или ароматический спирт, что приводит к значительному увеличению коэффициента вытеснения за счет образования ПАВ и углекислого газа, образующихся при взаимодействии щелочных реагентов с нефтью. Композицию предварительно готовят путем смешения с пресной водой. 10%-ный раствор ЩСПК, являясь натриевой солью органических жидких кислот, имеет низкое межфазное натяжение на границе с нефтью и в сочетании с многокомпонентной смесью, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатическим или ароматическим спиртом улучшает отмыв и вытеснение нефти.
Эффективность данного изобретения была подтверждена лабораторными экспериментами.
Для проведения лабораторных испытаний на основании данных геолого-физических характеристик пластов, проведенных лабораторных анализов пластового флюида по определению кислотного числа, гидродинамических исследований скважин подобран подходящий объект для проведения работ по технологии щелочного заводнения - пласт Б2 Пронькинского месторождения, Оренбургской области. Кислотное число для Пронькинского месторождения - 2,7.
Моделирование процесса вытеснения нефти водой для Пронькинского месторождения осуществлялось на составной модели элемента пласта, смонтированной из 10 стандартных образцов керна, отобранных из пласта Б2 (Рис. 1).
Подготовка кернового материала, полнота вытеснения нефти водой определялась в лабораторных условиях в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86.
Характеристика пластовых флюидов (Рис. 2).
Величина коэффициента вытеснения нефти по модели пласта в целом для Пронькинского месторождения при базовом варианте разработки составила 0,56 д.ед.
После создания остаточной нефтенасыщенности в составной модели пласта Пронькинского месторождения, приступили к реализации заявленного способа разработки обводненной нефтяной залежи.
Эксперименты проводились по следующей схеме.
В керн производили закачку оторочки тщательно перемешанного раствора 10%-ного ЛСТА в объеме 0,3 Vпор. Затем в фильтрационную модель закачивали тщательно перемешанный раствор 10%-ного ЩСПК мас. долей 99,3-99,7 с многокомпонентной смесью, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель мас. долей 0,25-0,45, и алифатический или ароматический спирт мас. долей 0,05-0,25, в объеме 0,3 Vпор.
Эксперимент повторили, увеличивая концентрацию химических реагентов.
Как видно из таблицы результатов (Рис. 3), в предлагаемом способе повышение коэффициента вытеснения произошло на 0,133 д.ед., дальнейшее увеличение коэффициента вытеснения незначительно, в пределах погрешности.
Применение данного способа разработки нефтяной залежи высокоэффективно для обводненных нефтяных залежей с высоким кислотным числом.