RU2109132C1

RU2109132C1 - Method for increasing oil recovery from beds

Info

Publication number: RU2109132C1
Application number: RU96113692A
Authority: RU
Inventors: В.В. Мазаев; С.В. Гусев; Я.Г. Коваль; И.В. Шпуров; С.В. Абатуров; А.А. Ручкин; О.Г. Нарожный
Original assignee: Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология"; Акционерное общество открытого типа - Нефтяная компания "ПАРИТЕТ"
Priority date: 1996-06-27
Filing date: 1996-06-27
Publication date: 1998-04-20

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: according to method, improved technological efficiency is achieved due to fact that method of increasing oil recovery from beds implies injection of muriatic acid solution, organic solvent, surface-active material, and water. Initially injected is emulsion of organic solvent, water and surface-active material. This emulsion additionally contains alkali agent. Content of emulsion components is as follows, mass%: surface-active material 0.5-10; organic solvent 5-30; alkali agent 1-10; water - the balance. Used as surface-active material is mixture of oil-soluble and water-soluble nonionogenic surface-active materials. Used as alkali agent is for example sodium carbonate or sodium phosphate. EFFECT: higher efficiency. 3 cl, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке нефтяных месторождений заводнением. The invention relates to the oil industry and can be used to increase oil recovery in the development of oil fields by water flooding.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, заключающийся в закачке в пласт эмульсии типа "нефть в воде", содержащей в своем составе сырую нефть и водный раствор силиката щелочного металла [1] Недостатком способа является ограниченная применимость на низкопроницаемых коллекторах, обусловленная высоким кольматирующим действием силиката щелочного металла, взаимодействующего с минерализованной водой с образованием геля кремниевой кислоты. Кроме того, способ не позволяет достичь высокого коэффициента нефтевытеснения вследствие слабо выраженных моющих свойств используемого состава. A known method of increasing oil recovery, which consists in pumping an emulsion of the oil-in-water type into the formation containing crude oil and an aqueous solution of alkali metal silicate [1] The disadvantage of this method is the limited applicability on low-permeability reservoirs, due to the high colmatizing effect of alkali metal silicate interacting with saline water to form a silicic acid gel. In addition, the method does not allow to achieve a high coefficient of oil displacement due to poorly expressed detergent properties of the composition used.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ, предусматривающий закачку в низкопроницаемый пласт раствора кислоты, нафтенового растворителя и 15%-ного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) [2]. The closest technical solution, taken as a prototype, is a method involving the injection into a low-permeability formation of a solution of an acid, a naphthenic solvent and a 15% solution of a surfactant [2].

Основным недостатком способа является низкая эффективность в процессе вытеснения нефти из пласта, обусловленная увеличением неоднородности коллектора в результате первоначальной закачки кислоты. Кроме того, эмульсионный состав, образующийся в результате смешения нафтенового растворителя и раствора ПАВ ввиду высокой концентрации ПАВ, не обладает селективным действием по отношению к нефти пласта. Поэтому часть нефти вытесняется, а часть связывается в виде водонефтяной эмульсии. The main disadvantage of this method is the low efficiency in the process of oil displacement from the reservoir, due to an increase in reservoir heterogeneity as a result of the initial acid injection. In addition, the emulsion composition resulting from the mixing of a naphthenic solvent and a surfactant solution due to the high concentration of surfactant does not have a selective effect with respect to the formation oil. Therefore, part of the oil is displaced, and part is bound in the form of a water-oil emulsion.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, достигаемой за счет использования разработанного способа. The aim of the invention is to increase the efficiency of oil displacement from the reservoir, achieved through the use of the developed method.

Сущность разработанного способа увеличения нефтеотдачи пластов, включающего закачку раствора соляной кислоты, органического растворителя, воды и поверхностно-активного вещества, заключается в первоначальной закачке эмульсии из органического растворителя, воды и поверхностно-активного вещества которое дополнительно содержит щелочной агент. При этом соотношение компонентов в эмульсии берут в следующих пределах, мас.%:
Поверхностно-активное вещество - 0,5-10
Органический растворитель - 5-30
Щелочной агент - 1-10
Вода - остальное.The essence of the developed method of increasing oil recovery, including the injection of a solution of hydrochloric acid, an organic solvent, water and a surfactant, is the initial injection of an emulsion from an organic solvent, water and a surfactant that additionally contains an alkaline agent. The ratio of components in the emulsion is taken in the following ranges, wt.%:
Surfactant - 0.5-10
Organic solvent - 5-30
Alkaline agent - 1-10
Water is the rest.

В качестве поверхностно-активного вещества используют смесь маслорастворимого и водорастворимого неионогенных поверхностно- активных веществ в соотношении 1:1, а в качестве щелочного агента используют, например, натрия карбонат или натрия фосфат. A mixture of oil-soluble and water-soluble nonionic surfactants in a ratio of 1: 1 is used as a surfactant, and, for example, sodium carbonate or sodium phosphate are used as an alkaline agent.

Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения по сравнению с известным являются:
- первоначальная закачка органического растворителя и раствора поверхностно-активного вещества в виде эмульсии. Это способствует очистке прискважинной зоны нагнетательной скважины, выравниванию профиля приемистости и предотвращает создание искусственной неоднородности, возникающей при первоначальной закачке кислоты. Кислота закачивается в пласт после закачки эмульсии, что способствует равномерному воздействию кислоты на весь перфорированный интервал.The salient features of the proposed technical solution in comparison with the known are:
- initial injection of an organic solvent and a solution of a surfactant in the form of an emulsion. This helps to clean the borehole zone of the injection well, alignment of the injectivity profile and prevents the creation of artificial heterogeneity that occurs during the initial injection of acid. Acid is pumped into the reservoir after the emulsion is injected, which contributes to the uniform effect of the acid over the entire perforated interval.

- эмульсия дополнительно содержит щелочной агент, а в качестве поверхностно-активного вещества используется смесь маслорастворимого и водорастворимого неионогенных поверхностно-активных веществ в соотношении 1: 1. Эмульсия имеет следующий компонентный состав, мас.%:
Поверхностно-активное вещество - 0,5-10
Органический растворитель - 5-30
Щелочной агент - 1-10
Вода - Остальное.- the emulsion additionally contains an alkaline agent, and a mixture of oil-soluble and water-soluble nonionic surfactants in a ratio of 1: 1 is used as a surfactant. The emulsion has the following composition, wt.%:
Surfactant - 0.5-10
Organic solvent - 5-30
Alkaline agent - 1-10
Water - The rest.

Указанная эмульсия обладает высокой моющей активностью по отношению к нефти и ее компонентам, благодаря комплексному действию используемой смеси водорастворимого и маслорастворимого НПАВ, органического растворителя и щелочного агента, которые усиливают друг друга. Смесь НПАВ эффективно эмульгирует нефть и ее компоненты, растворитель удаляет из ПЗП нагнетательной скважины асфальто-смоло-парафиновые отложения, а щелочной агент усиливает действие НПАВ и препятствует их адсорбции на поверхности породы. The specified emulsion has a high washing activity with respect to oil and its components, due to the complex effect of the used mixture of water-soluble and oil-soluble nonionic surfactants, an organic solvent and an alkaline agent, which reinforce each other. A mixture of nonionic surfactants effectively emulsifies oil and its components, the solvent removes asphalt-resin-paraffin deposits from the bottomhole zone of the injection well, and an alkaline agent enhances the action of nonionic surfactants and prevents their adsorption on the rock surface.

- в качестве щелочного агента используют карбонат натрия, фосфат натрия, силикат натрия или щелочь. Указанные соединения обладают высокими моющими свойствами по отношению к нефти, усиливают действие ПАВ и способны образовывать в водопромытых интервалах при контакте с минерализованной водой нерастворимые осадки, снижающие проницаемость этих участков и способствующие как выравниванию профиля приемистости, так и увеличению охвата пласта заводнением. - sodium carbonate, sodium phosphate, sodium silicate or alkali is used as the alkaline agent. These compounds have high detergent properties with respect to oil, enhance the action of surfactants and are able to form insoluble precipitates in water-washed intervals upon contact with mineralized water, which reduce the permeability of these areas and contribute to both equalization of the injectivity profile and increase in the coverage of the formation by water flooding.

В рамках разработанного способа увеличения нефтеотдачи пластов могут использоваться следующие вещества и их товарные формы, производимые отечественной промышленностью:
- НПАВ: неонол АФ_9-4, неонол АФ_9-6, неонол АФ_9-12, эмультал, нефтенол, ОП-4, ОП-10;
- органические растворители: бензин, толуольная фракция, нефрас, бутил-бензольная фракция, спирты C₃-C₇;
- щелочные агенты: натрия карбонат, натрия фосфат, натрия силикат, натрия гидроксид.In the framework of the developed method for increasing oil recovery, the following substances and their commodity forms produced by domestic industry can be used:
- nonionic surfactants: neonol AF _9-4 , neonol AF _9-6 , neonol AF _9-12 , emultal, neftenol, OP-4, OP-10;
- organic solvents: gasoline, toluene fraction, nefras, butyl-benzene fraction, alcohols C ₃ -C ₇ ;
- alkaline agents: sodium carbonate, sodium phosphate, sodium silicate, sodium hydroxide.

Эффективность разработанного и известного способов исследовали в лабораторных условиях путем определения прироста коэффициента нефтевытеснения. Коэффициент нефтевытеснения определяют на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установке типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также с высокой точностью контролировать текущий дебит воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта. The effectiveness of the developed and known methods was investigated in laboratory conditions by determining the increase in oil displacement coefficient. The oil displacement coefficient is determined on the installation for the study of processes of oil displacement by chemicals and filtration in porous media, designed on the basis of a standard installation type UIPK. The installation allows you to maintain the necessary pressure and temperature, and also with high accuracy to control the current flow rate of water and oil, filtered through the reservoir model.

В качестве модели пласта в экспериментах использовали наборную модель, составленную из образцов керна низкопроницаемых залежей Среднего Приобья и Западной Сибири. Подготовку модели пласта и жидкости к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91- "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами". As a reservoir model in the experiments, we used a typesetting model composed of core samples of low-permeability deposits in the Middle Ob and Western Siberia. The preparation of the reservoir model and the fluid for the experiment was carried out in accordance with STP 0148070-013-91- "Methodology for laboratory studies on the displacement of oil by chemicals".

Пример 1. Для определения коэффициента нефтевытеснения наборную модель пласта с проницаемостью от 20 до 80 мД после насыщения нефтью подвергают воздействию минерализованной воды (с минерализацией 20 г/л) до достижения 100% обводненности извлекаемой жидкости. Затем последовательно закачивают оторочку эмульсии объемом 20% V_пор и оторочку 10%-ной соляной кислоты объемом 10% V_пор Далее снова закачивают минерализованную воду. Определяют объем дополнительно извлеченной нефти и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.Example 1. To determine the coefficient of oil displacement, a typesetting model of a formation with a permeability of 20 to 80 mD after oil saturation is subjected to mineralized water (with a salinity of 20 g / l) until 100% water cut of the recovered fluid is achieved. Then the rim of the emulsion with a volume of 20% V _pores and the rim of 10% hydrochloric acid with a volume of 10% V _{pores are} subsequently pumped. Next, mineralized water is again pumped. The volume of additionally extracted oil is determined and the increase in oil displacement coefficient is calculated.

Эмульсию для опытов готовят следующим образом. В емкость заливают 15 мл органического растворителя, например, толуола, затем к нему добавляют по 2,5 мл маслорастворимого и водорастворимого НПАВ типа неонол АФ9-4 и неонол АФ9-12 соответственно. Смесь перемешивают. Отдельно в 75 мл воды растворяют 5 г карбоната натрия, а затем к полученному раствору приливают раствор НПАВ в органическом растворителе и интенсивно перемешивают. Получают стабильную эмульсию, содержащую 5% НПАВ, 15% органического растворителя, 5% щелочного агента и 75% воды. Подобным образом готовят другие эмульсии для опытов по определению эффективности разработанного состава. The emulsion for the experiments is prepared as follows. Fill 15 ml of an organic solvent, for example, toluene, into a container, then add 2.5 ml of oil-soluble and water-soluble nonionic surfactants of the type neonol AF9-4 and neonol AF9-12 respectively. The mixture is stirred. Separately, 5 g of sodium carbonate is dissolved in 75 ml of water, and then a solution of nonionic surfactants in an organic solvent is added to the resulting solution and intensively mixed. A stable emulsion is obtained containing 5% nonionic surfactants, 15% organic solvent, 5% alkaline agent and 75% water. Similarly, other emulsions are prepared for experiments to determine the effectiveness of the developed composition.

Результаты испытания разработанного способа и способа по прототипу, включающего закачку раствора кислоты, нафтенового растворителя и раствора ПАВ, представлены в таблице. The test results of the developed method and the prototype method, including the injection of an acid solution, a naphthenic solvent and a surfactant solution are presented in the table.

Опыты приведенные в таблице, показывают, что применение предлагаемого способа позволяет значительно увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения за счет доотмыва остаточной нефти. Кроме того происходит увеличение скорости фильтрации жидкости по пропласткам, что достигается, во-первых, за счет доотмыва остаточной нефти, во-вторых, в результате увеличения проницаемости модели пласта после закачки оторочки кислоты (опыты 2-6). В опытах 1 и 7 показано испытание способа при запредельных значениях концентраций компонентов в эмульсии. The experiments shown in the table show that the application of the proposed method can significantly increase the growth rate of oil displacement due to additional washing of residual oil. In addition, there is an increase in the rate of fluid filtration through the interlayers, which is achieved, firstly, due to the washing out of the residual oil, and secondly, as a result of an increase in the permeability of the formation model after injection of the acid rim (experiments 2-6). Experiments 1 and 7 show a test of the method at transcendental concentrations of the components in the emulsion.

При использовании способа по прототипу эффективность вытеснения нефти из модели пласта значительно ниже, что объясняется малоэффективным использованием кислоты на первой стадии и высокой вязкостью образующегося в модели пласта эмульсионного состава. When using the prototype method, the efficiency of oil displacement from the reservoir model is significantly lower, which is explained by the ineffective use of acid in the first stage and the high viscosity of the emulsion composition formed in the reservoir model.

Таким образом, применение нового способа, по сравнению с известным, позволяет увеличить скорость фильтрации жидкости через модель пласта (что в промысловых условиях приведет к увеличению приемистости нагнетательной скважины) и увеличить коэффициент нефтевытеснения. Thus, the application of the new method, in comparison with the known one, allows to increase the rate of fluid filtration through the reservoir model (which under field conditions will increase the injectivity of the injection well) and increase the oil displacement coefficient.

На практике способ осуществляется следующим образом. В емкость для приготовления состава загружают необходимое количество воды и щелочного агента и интенсивно перемешивают. В другую емкость загружают органический растворитель и смесь водорастворимого и маслорастворимого НПАВ и также перемешивают. Полученные растворы перекачивают в емкость для приготовления эмульсии и перемешивают в течение одного часа, после чего полученную эмульсию закачивают в пласт. Эмульсию продавливают в пласт водой объемом, равным 1-3 величины приемистости скважины. Далее закачивают в пласт раствор кислоты необходимой концентрации, после чего осуществляют заводнение. In practice, the method is as follows. The required amount of water and an alkaline agent are loaded into a container for preparing the composition and intensively mixed. An organic solvent and a mixture of water-soluble and oil-soluble nonionic surfactants are loaded into another container and also mixed. The resulting solutions are pumped into the tank for preparing the emulsion and mixed for one hour, after which the resulting emulsion is pumped into the reservoir. The emulsion is pressed into the reservoir with water of a volume equal to 1-3 injectivity values of the well. Next, an acid solution of the required concentration is pumped into the formation, after which water flooding is carried out.

Состав эмульсии и концентрации ее компонентов, концентрацию раствора кислоты, а также объем первой и второй оторочек определяются в каждом конкретном случае с учетом экспериментальных данных и промысловых исследований. The composition of the emulsion and the concentration of its components, the concentration of the acid solution, as well as the volume of the first and second rims are determined in each case, taking into account experimental data and field studies.

Claims

1. A method of increasing oil recovery, including the injection of a solution of hydrochloric acid, an organic solvent, a surfactant and water, characterized in that the emulsion is initially pumped from an organic solvent, water and a surfactant, which further comprises an alkaline agent.

2. The method according to claim 1, characterized in that the ratio of components in the emulsion is taken in the following proportions, wt.%:
Surfactant - 0.5 - 10
Organic Solvent - 5 - 30
Alkaline agent - 1 - 10
Water - Else
3. The method according to claim 2, characterized in that as a surfactant using a mixture of oil-soluble and water-soluble nonionic surfactants in a ratio of 1: 1.

4. The method according to claim 2, characterized in that, for example, sodium carbonate or sodium phosphate is used as the alkaline agent.