способ добычи нефти

Формула изобретения

1. Способ добычи нефти, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора химреагента оксиэтилированных карбоновых кислот ОКК общей формулы C_nH_2n+1COO(C₂H₄О)_mH, где n = 15-20, m = 2-1 1 с молекулярной массой 344-810 или их смеси, проталкивание водного раствора в пласт водой и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что дополнительно перед закачкой в водный раствор химреагента вводят органический растворитель при соотношении ОКК или их смеси : органический растворитель = 1:99–99:1, причем после закачки проводят технологическую выдержку указанного водного раствора.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют целлозольвы или отходы производства целлозольвов, прямогонные бензины или любой углеводородный растворитель, являющийся компонентом прямогонных бензинов, ацетон, бутанолы.

Описание изобретения к патенту

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

Известны способы заводнения нефтяных пластов, которые включают закачку в пласт раствора полимера и поверхностно-активных веществ (ПАВ) в виде оторочек [Бурдынь ТА. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. - М.: Недра, 1983, с. 47-49].

Известные способы недостаточны эффективны при использовании для разработки неоднородных нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт водного раствора щелочи с неионогенным ПАВ (НПАВ) и полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающую скважину. Причем после закачки скважину останавливают для проведения процесса капиллярной пропитки [Пат. РФ №2070282, кл. Е 21 В 43/22, 1996].

Недостатком известного способа является низкая эффективность его при использовании в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ добычи нефти, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора химреагента - оксиэтилированных карбоновых кислот (ОКК) общей формулы C_nH_2n+1 COO (C₂H₄O)_mH, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810 или их смеси, проталкивание водного раствора в пласт водой и отбор нефти через добывающие скважины [Пат. РФ №2178068, кл. Е 21 В 43/22, 2002].

Основным недостатком данного способа является ограниченность его применения только для вытеснения нефти из однородных по проницаемости нефтяных пластов.

Задачей изобретения является увеличение добычи нефти при разработке нефтяных месторождений с одновременным снижением обводненности добываемой продукции путем увеличения охвата пласта воздействием и вытеснения остаточной нефти за счет процесса солюбилизации, а также исключение применения дорогостоящих импортируемых полимеров с целью уменьшения себестоимости добываемой нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора химреагента - оксиэтилированных карбоновых кислот (ОКК) общей формулы C_nH_2n+1 COO (С₂Н₄O)_mН, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810 или их смеси, проталкивание водного раствора в пласт водой и отбор нефти через добывающие скважины, дополнительно перед закачкой в водный раствор химреагента вводят органический растворитель при соотношении ОКК или их смеси: органический растворитель - 1:99-99:1, причем после закачки проводят технологическую выдержку указанного водного раствора.

В качестве органического растворителя используют целлозольвы или отходы производства целлозольвов, прямогонные бензины или любой углеводородный растворитель, являющийся компонентом прямогонных бензинов, ацетон, бутанолы.

Способ добычи нефти может быть применен с высоким эффектом на начальной, средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений.

В качестве ОКК могут быть использованы оксиэтилированные карбоновые кислоты, выпускаемые отечественной промышленностью: Стеарокс-6 (ГОСТ 8980-75 с изменениями №1, 2, 3), Стеарокс-9 (ТУ 6-36-00203335-82-92), которые представляют собой оксиэтилированную стеариновую кислоту с числом оксиэтильных звеньев 6 и 9 соответственно, и Синтанокс 1720-9 (ТУ 6-14-293-79), который представляет собой смесь оксиэтилированных синтетических жирных кислот фракции C₁₇-C₂₀ с числом оксиэтильных звеньев 9-11 [Поверхностно-активные вещества: Справочник/Абрамзон А.А., Бочаров В.В., Гаевой Г.В. и др.; под ред. А.А.Абрамзона и Г.М.Гаевого. - Л.: Химия, 1979, - 307 с., ТУ 6-36-00203335-82-92, ТУ 6-14-293-79].

В качестве органического растворителя могут применяться оксиэтилированные производные одноатомных алифатических спиртов, например этилцеллозольв (ГОСТ 8313-88), бутилцеллозольв (ТУ 6-01-646-84) и отходы их производства (ОтПр), прямогонные бензины (фракция, выкипающая в пределах начало кипения - 180С) и любые углеводородные растворители, являющиеся компонентами прямогонных бензинов, ацетон (ГОСТ 2603-79), бутанол-1 (ГОСТ 5208-81), бутанол-2 (ГОСТ 9536-79), 2,2-диметилпропанол (ТУ 6-09-4069-75).

При использовании предлагаемого способа вытеснение нефти происходит за счет двух механизмов:

- выравнивания фронта заводнения и увеличения охвата пласта воздействием вследствие снижения скорости фильтрации. Уменьшение подвижности воды достигается повышением структурно-механической прочности раствора при введении ОКК;

- перевода нефти в объем оторочки путем эмульгирования ее с поверхности породы в присутствии ОКК - поверхностно-активного вещества, и органического растворителя.

Таким образом, вытеснение нефти в предлагаемом способе происходит за счет проявления ОКК и загущающих, и поверхностно-активных (эмульгирующих) свойств.

Пример осуществления способа: нефтевытеснение проводят на однородных моделях пласта длиной 25 см и диаметром 1,5 см, заполненных терригенной породой. Образцы пористой среды под вакуумом насыщают пластовой водой с суммарным содержанием солей 55 г/л. Проницаемость насыпной модели 1,3 мкм². Затем под вакуумом образцы пласта насыщают нефтью вязкостью 220 мПас до остаточной нефтенасыщенности. При вертикальном положении из модели пласта вытесняют нефть водопроводной водой до полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта (эффективность заводнения 18%). Затем в модель закачивают оторочку водного раствора химреагента с органическим растворителем в количестве, равном одному поровому объему пласта, останавливают процесс нагнетания на время, достаточное для протекания процессов гелеобразования и капиллярной пропитки, и проталкивают ее водопроводной водой до полной обводненности выходящих проб жидкости из модели. Эффективность состава определяют по дополнительно добытой нефти и рассчитывают прирост КНО (коэффициента нефтеотдачи).

В таблице 1 представлены данные о качественном и количественном содержании компонентов в составах, используемых в данном способе добычи нефти, в таблице 2 представлены данные по вязкостным характеристикам и эффективности нефтевытеснения по предлагаемому способу и прототипу.

В случае осуществления способа-прототипа с использованием водного раствора ОКК 0,5-1,0%-ной концентрации для вытеснения нефти вязкостью 220 мПас нефтевытеснение проводили на нефти с вязкостью 22 мПас, коэффициент нефтеотдачи составил 3,8-9,3.

Как видно из данных таблицы 2, использование предлагаемого способа на моделях однородного пласта, насыщенных нефтью с вязкостью 220 мПас, нефтевытесняющий эффект составил 4,52-68,36%.

При осуществлении данного способа добычи нефти за счет вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов повышается доля нефти в продукции добывающих скважин при сохранении дебита по жидкости и, как следствие, происходит снижение обводненности.

Способ технологичен с точки зрения закачки химреагента в пласт, не требует дополнительных затрат на обустройство промыслов, эффективен на участках, где обводненность продукции добывающих скважин составляет 100%.

Необходимо также отметить, что использование в способе ОКК, обладающих поверхностно-активными свойствами, позволяет снизить устойчивость выходящей водонефтяной эмульсии в продукции добывающих скважин без дополнительной дозировки деэмульгатора (табл.3). Это, в свою очередь, позволит существенно сократить затраты при подготовке нефти.

Из приведенных данных (табл.2) видно, что данный способ позволяет увеличить охват пласта заводнением, повысить коэффициент извлечения нефти по сравнению с прототипом, более экономичен.