способ повышения нефтеотдачи пластов

Формула изобретения

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, включающий закачку в нагнетательную скважину раствора полиакриламида и химического реагента, отличающийся тем, что в качестве химического реагента используют надсмольную воду побочный продукт производства резольных спирторастворимых фенолформальдегидных смол при соотношении полиакриламида и надсмольной воды (0,05 1,0) 100,0.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при полимерном заводнении.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов путем селективной изоляции водопроводящих каналов, включающий последовательную закачку водного раствора полимера с содой, буферной жидкости и водного раствора соли [1]

Недостатком способа является низкая технологичность, многостадийность и высокая стоимость обработок за счет применения целевых веществ.

Известен способ повышения нефтеотдачи, заключающийся в последовательной закачке в пласт водного раствора щелочного реагента, в качестве которого берут аммиак, и водного раствора полиакриламида [2]

Недостатком способа является низкая эффективность, обусловленная высокой фильтрацией щелочного агента и разбавлением его пластовыми водами. Кроме того, для поддержания вязкости раствора полимера на необходимом уровне в виде его разбавления водой требуется большой расход реагента.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ повышения нефтеотдачи, включающий закачку в пласт раствора полиакриламида с соляной кислотой, а затем раствор альдегида, увеличивающего вязкость полимерного раствора в пластовых условиях за счет гелеобразования [3]

Недостатком способа является низкая эффективность, обусловленная неравномерным протеканием процесса гелеобразования в пласте и, как следствие, прорывом нагнетаемой воды. Кроме того, способ не применим в карбонатных породах из-за нейтрализации соляной кислоты катализатора гелеобразования.

Недостатком способа является также низкая технологичность, что связано с необходимостью точной дозировки реагентов и использованием высокоагрессивной жидкости концентрированной соляной кислоты.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в повышении эффективности нефтеотдачи за счет равномерного протекания процесса гелеобразования в объеме пласта, обусловленного использованием в качестве сшивающего полакриламид агента воды надсмольной побочного продукта производства резольных спирторастворимых фенолформальдегидных смол (бакелитовых лаков).

Предлагаемое техническое решение обеспечивает комплексное воздействие на нефтяной пласт и пластовые флюиды. Полимерная оторочка, обладая более высокой вязкостью по сравнению с фильтруемой водой, способствует выравниванию профиля движущейся в пластовых условиях жидкости. Последующая закачка надсмольной воды приводит к усилению этого эффекта, что объясняется смешением двух оторочек и ростом вязкости нефтевытеснящей системы. При этом увеличение вязкости раствора полимера протекает первоначально за счет введения щелочи, которая содержится в надсмольной воде, и далее за счет процесса гелеобразования между полиакриламидом и формальдегидом, который также является компонентом надсмольной воды.

В дальнейшем под воздействием температуры надсмольная вода выделяет аморфный осадок продукты уплотнения, который дополнительно повышает вязкость полимерной системы. Кроме того, обладая высокой поверхностной активностью и щелочностью, надсмольная вода способствует увеличению подвижности остаточной нефти и, как следствие, более эффективному ее вытеснению. Предлагаемая последовательность закачки реагентов препятствует их разбавлению пластовыми водами и обеспечивает пролонгированное воздействие на продуктивный пласт в целом.

Для реализации способа используют следующие вещества.

1. Полиакриламид марок РДА-1020, DKS, CS-34, DK-dril, Cg-400 и др.

2. Вода надсмольная побочный продукт производства резольных спирторастворимых фенолформальдегидных смол (бакелитовых лаков), получаемых на стадии их сушки. Надсмольная вода выпускается на Тюменском заводе пластических масс в соответствии со стандартом предприятия СТП N 281-1-84. Аналогичные производства имеются на Орехово-Зуевском и Нижне-Тагильском заводах.

Надсмольная вода представляет собой дисперсию веществ, используемых в процессах добычи нефти в качестве содетергентов, сорастворителей и диспергаторов. Она обладает высокой поверхностной активностью: межфазное натяжение на границе вода-керосин составляет 5-6 мН/м.

Физико-химические свойства

надсмольной воды:

Внешний вид Однородная от светло-

желтого до коричневого

цвета жидкость со спе-

цифическим запахом фенола Температура

застывания, ^оС, не выше -10

вспышки, ^оС, не ниже 65 Плотность при 20^оС, г/см³ 0,920-0,960 Вязкость, при 20^оС, ССТ 2,5-3,0 РН 8,5-9,3 Растворимость: в воде Растворяется

в нефти Диспергируется

Компонентный состав надсмольной воды следующий, мас.

Метиловый спирт 8,0-10,0

Фенол 2,0-4,5

Формальдегид 2,0-4,5

Аммиак 0,3-0,35

Вода Остальное

Наличие в составе надсмольной воды формальдегида обеспечивает протекание с полиакриламидом реакции гелеобразования. В литературе описано, что при их взаимодействии в водных растворах (20^оС, рН 8-10) протекает реакция метилирования:

[-CH₂- [-CH₂- При нагревании растворов такого полимера образуются трехмерные структуры с эфирными (-СONHCH₂-O-CH₂NHCO-) и метиленовыми (-CONH-CH₂-NHCO-) мостиками, что обеспечивает существенное увеличение вязкости растворов. Лабораторные исследования показали, что наличие ионов одно- и двухвалентных металлов (Na⁺, Ca²⁺, Mg²⁺) не оказывает заметного влияния на процесс сшивки полимера и позволяет реализовать его в пластовых условиях.

Эффективность предлагаемого способа в сравнении с известным исследована в лабораторных условиях путем определения прироста коэффициента нефтевытеснения на неоднородных моделях пласта, представляющих собой две колонки с породой с различной проницаемостью.

Исследования проводили на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимое давление и температуру в системе, а также с высокой точностью контролировать текущий дебит нефти и воды, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта в экспериментах использовали насыпные образцы, представленные породами Правдинского и Южно-Балыкского месторождений Западной Сибири. Подготовку модели пласта и растворов реагентов к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами".

Для определения коэффициента нефтевытеснения образцы насыпных моделей длиной 90 см и диаметром 3,7 см с различной проницаемостью последовательно насыщали минерализованной водой, а затем нефтью. Далее нефть вытесняли минерализованной водой до достижения 100%-ной обводненности добываемой продукции, после чего проводили последовательную закачку раствора полиакриламида и надсмольной воды или ее раствора в объеме 30-60% от порового. В экспериментах проницаемости образцов насыпных моделей варьировались от 117 до 843 мД, а их соотношение от 2,04 до 3,70. Соотношение реагентов в пересчете на исходные вещества (полиакриламид и надсмольную воду) изменялось в интервале (0,02-2,0):100. Результаты лабораторных исследований приведены в таблице.

Анализ полученных данных показывает, что использование нового способа позволяет в 1,2-3,3 раза увеличить коэффициент вытеснения нефти из неоднородных пластов по сравнению с известным техническим решением. При этом максимальная эффективность достигается при соотношении реагентов полиакриламид: надсмольная вода равном (0,15-0,6):100 (таблица, опыты 3-5). Граничные значения соотношения реагентов в рамках предлагаемого технического решения определены на уровне 0,05:100 и 1,0:100 (см. опыты 2 и 6, таблица), что объясняется следующим.

При соотношении меньшем 0,05:100 количества используемого полиакриламида недостаточно для образования объемного геля, способного охватить весь высокопроницаемый пропласток, и, как следствие, для эффективного перераспределения фильтрационных потоков. Поэтому полученный прирост коэффициента нефтевытеснения достигнут в основном за счет моющих свойств надсмольной воды. С другой стороны, при соотношении большем 1,0:100 в недостатке находится надсмольная вода и, следовательно, трехмерная сшивка полимерного раствора происходит в незначительной степени. Результатом этого является то, что достигаемое перераспределение фильтрационных потоков при реализации нового способа становится сравнимым с эффектом от использования обычного полимерного геля, дополнительно содержащего активный нефтевытесняющий агент. Кроме того, использование высоких соотношений реагентов нецелесообразно с экономической точки зрения, т.к. стоимость полиакриламидов традиционно высока, а удельная эффективность (прирост коэффициента нефтевытеснения, отнесенный к количеству затраченноого полимера) в этом случае минимальна.

Вместе с тем полученный в опыте 7 прирост коэффициента нефтевытеснения превышает результат от использования способа по прототипу, что объясняется узкой направленностью известной технологии, а именно наличием только перераспределительной функции по отношению к пластовым флюидам и отсутствием непосредственно нефтевытесняющих свойств.

Таким образом, предлагаемый способ повышения нефтеотдачи пластов является высокотехнологичным и эффективным методом воздействия на продуктивный нефтяной пласт и может быть использован на различных геологических нефтеносных объектах.

На практике способ реализуют следующим образом. С учетом приемистости нагнетательной скважины, мощности пласта наивысшей проницаемости в интервале перфорации и состояния разработки опытного участка задают концентрацию полимера в растворе и его объем. Затем рассчитывают необходимое количество надсмольной воды. Далее последовательно закачивают в скважину раствор полимера, надсмольную воду и продавливают их в пласт нагнетаемой водой.

Прогнозируемая технологическая эффективность от использования нового способа может достигнуть 10 тыс. тонн нефти на одну скважино-обработку.