способ повышения нефтеотдачи пластов

Формула изобретения

Способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий последовательное закачивание биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя с добавкой, отличающийся тем, что в качестве добавки вводят смесь раствора щелочного реагента и госсиполовой смолы, причем смесь раствора щелочного реагента и госсиполовой смолы в углеводородном растворителе подают в соотношении компонентов: 0,1:1:2 или 0,1:1:3.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.

Известен способ повышения нефтеотдачи, включающий закачку водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (пат. США №4811791, 165-246, 1989 г.).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность используемого биоПАВ по отношению к углеводородам.

Известен способ повышения нефтеотдачи, включающий закачку биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя (патент РФ №2154160, Е21В 43/22).

Способ недостаточно эффективен в процессе нефтевытеснения, т.к. образуется недостаточно устойчивая микроэмульсия с нефтяной фазой во времени и из-за потери поверхностной активности при разбавлении биоПАВ в более чем 100 раз.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является использование биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя и добавки - кубового остатка производства синтетических жирных кислот КОПСЖК. (патент РФ №2239055, Е21В 43/22).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в процессе нефтевытеснения, т.к. обладая невысокой вязкостью, дает небольшой охват пласта заводнением.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.

Поставленная задача решается тем, что способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий последовательное закачивание биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя с добавкой, согласно изобретению в качестве добавки вводят смесь раствора щелочного реагента и госсиполовой смолы, причем смесь раствора щелочного реагента и госсиполовой смолы в углеводородном растворителе подают в соотношении компонентов: 0,1:1:2 или 0,1:1:3.

БиоПАВ КШАС-М по ТУ 2458-005-15283860-2003 представляет собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. Растворы биоПАВа КШАС-М обладают способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) Е ₂₄ до 60-80% (Е₂₄ - устойчивость эмульсии в течение 24 часов). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т.е. технологии с применением биоПАВ КШАС-М экологически безопасны.

В качестве углеводородного растворителя могут быть использованы:

- жидкие отработанные углеводороды (ЖОУ) по ТУ 2211-073-16810126-2002;

- нефрас Нр 120/200 по ТУ 38.101809-80;

- топливо дизельное по ГОСТ 305-82;

- растворитель Миапром по ТУ 2458-011-27913102-2001.

В качестве щелочного реагента может быть использован натрий едкий технический выпускаемый по ГОСТ 2263-79, либо стекло натриевое жидкое, выпускаемое по ГОСТ 13078-81.

Госсиполовая смола по ТУ 10-04-02-49-89 представляет собой однородную вязко-текучую массу от темно-коричневого до черного цвета, получаемую в виде гудрона при дистилляции жирных кислот, выделенных из хлопкового соапстока.

В результате смешения госсиполовой смолы и водного раствора щелочного реагента происходит реакция омыления компонентов госсиполовой смолы с образованием высокомолекулярных маслорастворимых ПАВ. При закачке в пласт эта смесь высокомолекулярных маслорастворимых ПАВ в углеводородном растворителе образует обратную эмульсию при смешении с заранее закачанным водным раствором биоПАВ КШАС-М и пластовой водой. При этом молекулы более поверхностно-активного водорастворимых биоПАВа КШАС-М частично замещают молекулы маслорастворимых ПАВ, стабилизирующих глобулы водной фазы, что приводит к увеличению стабильности и уменьшению фильтрации обратной эмульсии. Таким образом, проникновение образующейся обратной эмульсий в наиболее высокопроницаемые и, как правило, наиболее обводненные интервалы продуктивного пласта со снижением их последующей проницаемости способствует ограничению притока пластовых вод в ствол скважины

Для исследования механизма поведения композиционной системы водного раствора биоПАВ КШАС-М, углеводородного растворителя, госсиполовой смолы и гидроксида натрия в пористой среде была использована модель неоднородного пласта. При физическом моделировании модель состоит из двух гидродинамически несвязанных пропластков, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,6 м, диаметр 3,0·10 ^-2 м. Пористой средой служил молотый кварцевый песок.

Методика эксперимента заключалась в следующем. Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели пропластки после предварительного вакуумирования насыщались пластовой водой с последующим вытеснением ее нефтью. Количество связанной воды, нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Эксперименты проводили в режиме постоянного расхода нагнетаемой жидкости (˜20 см³/час) при температуре 20°С.

Затем проводили первичное заводнение до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик, наступающей после достижения 100% обводненности продукции высокопроницаемого пропластка. Степень обводненности продукции, извлекаемой из модели пласта в целом, достигалась путем подбора соотношения проницаемости пропластков. После закачивания смеси процесс заводнения возобновился. Эффективность закачки определялась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением. Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице.

Пример 1 (прототип)

В модель пласта подают оторочку, состоящую из водного раствора биоПАВ КШАС-М в количестве 0,2 п.о. Закачивают буфер пресной воды в количестве 0,05 п.о. и затем закачивают раствор КОПСЖК в углеводородном растворителе - нефрас при соотношении компонентов 3:5 в количестве 0,2 п.о. Закачивают оторочку пресной воды (0,2 п.о.) и останавливают фильтрацию на 24 часа. Затем возобновляли фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Остаточный фактор сопротивления - 20,5. Прирост нефтеотдачи - 16,5%.

Пример 2 (предлагаемый способ)

В модель пласта подают оторочку, состоящую из водного раствора биоПАВ КШАС-М в количестве 0,1 п.о. Закачивают смесь 20%-ного раствора едкого натрия и госсиполовой смолы в углеводородном растворителе - нефрас при соотношении компонентов 0,1:1:2 в количестве 0,2 п.о. Закачивают оторочку минерализованной воды (0,2 п.о.) и останавливают фильтрацию на 24 часа. Затем возобновляли фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Остаточный фактор сопротивления - 31,1. Прирост нефтеотдачи - 19,8%.

Пример 3 (предлагаемый способ)

В модель пласта подают оторочку, состоящую из водного раствора биоПАВ КШАС-М в количестве 0,1 п.о. Закачивают смесь стекла жидкого натриевого и госсиполовой смолы в углеводородном растворителе - Миапром при соотношении компонентов 0,1:1:3 в количестве 0,2 п.о. Закачивают оторочку минерализованной воды (0,2 п.о.) и останавливают фильтрацию на 24 часа. Затем возобновляли фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Остаточный фактор сопротивления - 35,3. Прирост нефтеотдачи - 20,1%.

Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи пластов обладает высокой эффективностью в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.

Таблица Результаты фильтрационных опытов
№ опыта	Проницаемость, мкм2	Последовательность закачивания реагентов	Объем оторочки, п.о.	Остаточный фактор сопротивления	Прирост нефтеотдачи, %
1 (прототип)	НПП* - 0,4	водный раствор биоПАВ КШАС-М	0,2
	ВПП** - 4,6	Пресная вода	0,05
		КОПСЖК + нефрас (3:5)	0,2	20,5	16,5
2	НПП - 0,41	водный раствор биоПАВ КШАС-М	0,1
	ВПП - 4,4	Едкий натрий + Госсиполовая смола + нефрас (0,1:1:2)	0,2	31,1	19,8
3	НПП - 0,43	водный раствор биоПАВ КШАС-М	0,1
	ВПП - 4,5	Стекло жидкое натриевое + Госсиполовая смола + Миапром (0,1:1:3)
			0,2	35,3	20,1
* - низкопроницаемый пропласток; ** - высокопроницаемый пропласток.