RU2778920C1 - Способ повышения нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором поверхностно-активного вещества - Google Patents
Способ повышения нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором поверхностно-активного вещества Download PDFInfo
- Publication number
- RU2778920C1 RU2778920C1 RU2021138101A RU2021138101A RU2778920C1 RU 2778920 C1 RU2778920 C1 RU 2778920C1 RU 2021138101 A RU2021138101 A RU 2021138101A RU 2021138101 A RU2021138101 A RU 2021138101A RU 2778920 C1 RU2778920 C1 RU 2778920C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- reservoir
- pore volume
- amount
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 230000001965 increased Effects 0.000 title abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 70
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 44
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 24
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 23
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 20
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M NaHCO3 Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 17
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 12
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 10
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N Sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- ZQBJRVYLUFBBEQ-UHFFFAOYSA-N 2-[diamino(3-formamidopropyl)azaniumyl]acetate Chemical compound [O-]C(=O)C[N+](N)(N)CCCNC=O ZQBJRVYLUFBBEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 claims abstract description 9
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000001187 sodium carbonate Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 37
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 22
- 230000002708 enhancing Effects 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 34
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 33
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 6
- -1 oleyl amidopropyl dimethyl-betaine Chemical compound 0.000 abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 229940117986 sulfobetaine Drugs 0.000 abstract 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 91
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 64
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 10
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L Sulphite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 6
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K Aluminium chloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 5
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 5
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N ammonium hydroxide Chemical class [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N Caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive Effects 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory Effects 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Inorganic materials [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atoms Chemical group C* 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920002469 poly(p-dioxane) polymer Polymers 0.000 description 1
- VLYFRFHWUBBLRR-UHFFFAOYSA-L potassium;sodium;carbonate Chemical compound [Na+].[K+].[O-]C([O-])=O VLYFRFHWUBBLRR-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N silicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к извлечению нефти за счет вытеснения ее из терригенного и карбонатного продуктивного пласта вязким водным щелочным раствором цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ. Технический результат – повышение охвата пластов заводнением, устранение или уменьшение отрицательного влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пласта, снижение проницаемости обводненных участков. В способе повышения нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором поверхностно-активного вещества сначала в пласт закачивают пресную воду в количестве 0,01-5% объема пор; затем закачивают щелочной технологический раствор в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%: цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество из ряда олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид 0,5-10; силикат натрия 0,5-15; хлорид натрия 0-25; компонент из ряда гидроксид натрия, гидроксид калия, карбонат натрия, бикарбонат натрия 0,05-10; вода - остальное; затем закачивают пресную воду в количестве 0,01-5% объема пор; затем закачивают технологический раствор в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%: цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество из ряда олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид 0,5-5; пластовая вода - остальное; затем закачивают воду для поддержания пластового давления. 2 ил., 21 пр.
Description
Изобретение предназначено для извлечения нефти за счет вытеснения ее из терригенного и карбонатного продуктивного пласта вязким водным щелочным раствором цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ. Заявленный способ позволяет повысить охват пластов заводнением и устранить или уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пласта и снизить проницаемость обводненных участков. Заявленный способ возможно использовать для извлечения оставшейся нефти в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченные заводнением, а также пленочной и капиллярно-удерживаемых нефтей.
Из исследованного заявителем уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту RU №2266398 «Способ повышения нефтеотдачи пластов», сущностью является способ повышения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений заводнением, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора силиката натрия с вязкостью 1-10 мПа·с и значением рН менее или равным 13,5, отличающийся тем, что перед закачкой расчетного объема водного раствора силиката натрия в пласт закачивают равный объем водной эмульсионно-дисперсной системы, самопроизвольно образующейся при дозировании в пресную воду 25 мас.% раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, например, ОП-10 в растворителе ароматического ряда, например в толуоле. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для самопроизвольного образования водной эмульсионно-дисперсной системы в пресную воду добавляют реагент РДН-0 в количестве 0,5-1,0 мас.%.
Известен способ извлечения остаточной нефти посредством закачки в пласт раствора ОП-10 и NaOH [Методы извлечения остаточной нефти. / Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. - М.: Недра, 1991, с. 315-316].
Описанные выше известные способы направлены на повышение нефтеотдачи пластов за счет доотмыва нефти с помощью ПАВ, но не на увеличения охвата пласта. Таким образом, недостатком известных способов является невозможность блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и невозможность создания нефтевытесняющей оторочки, что приводит к низкому охвату пласта воздействием.
Известно изобретение по патенту RU №2302518 «Способ разработки нефтяного пласта», сущностью является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий заводнение, отбор нефти через добывающие скважины, последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт алюмохлорида - отхода производства алкилирования бензола олефинами, буферной жидкости, водного щелочного раствора, отличающийся тем, что используют алюмохлорид с добавкой 0,05-10% поверхностно-активного вещества ПАВ, водный щелочной раствор с добавкой 0,05-10% ПАВ, в качестве буферной жидкости - 0,05-10%-ный водный раствор ПАВ. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водного щелочного раствора с указанной добавкой используют щелочной сток производства капролактама ЩСПК модифицированный. Способ также отличается тем, что в качестве алюмохлорида с указанной добавкой используют алюмохлорид активированный.
Недостатками известного способа является низкая эффективность на поздних стадиях разработки, обусловленная ограниченной поверхностной активностью закачиваемых и образующихся в пласте реагентов.
Известно изобретение авторов заявленного технического решения по патенту RU №2716070 «Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных ПАВ», сущностью является состав для повышения извлечения нефти содержит цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество - ЦПАВ олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид, силикат натрия, хлорид натрия, воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: ЦПАВ 0,5-10, силикат натрия 0,5-15, хлорид натрия 0-25, вода остальное. Состав дополнительно содержит 0,05-10 масс.% компонента - гидроксида натрия, или гидроксида калия, или карбоната натрия, или бикарбоната натрия.
Состав, аналогичный известному техническому решению, использован в заявленном техническом решении в качестве щелочного технологического раствора.
Известно изобретение по патенту US 4004638 «Добыча нефти заводнением щелочно-поверхностно-активными веществами», сущностью является извлечение нефти из подземных нефтяных пластов заводнением с использованием щелочного агента и сульфонатного поверхностно-активного вещества. При добыче нефти из подземного нефтяного пласта, пронизанного с помощью разнесенных систем нагнетания и добычи, указанный пласт содержит нефть, имеющую кислотное число в диапазоне от 0,1 до 1,0, причем способ включает: a. закачку в указанный резервуар через указанную систему закачки водной пробки инициации, содержащей щелочной агент, выбранный из группы, состоящей из гидроксидов щелочного металла и аммония, для нейтрализации органических кислот в указанном резервуаре до поверхностно-активных мыл, b. после этого закачка в указанный пласт через указанную систему закачки водной оторочки активного вещества, содержащей сульфонатное поверхностно-активное вещество и щелочной агент, выбранный из группы, состоящей из гидроксидов щелочного металла и аммония, c. после этого закачка в указанный пласт через указанную систему закачки водной среды заводнения для вытеснения нефти в указанную производственную систему, и d. извлечение нефти из указанной производственной системы.
Недостатком известного технического решения по сравнению с заявленным способом являются:
- недостаточная проницаемость призабойной зоны пласта вследствие того, что при контакте щелочного агента, выбранного из группы, состоящей из гидроксидов щелочного металла и аммония, с пластовой водой, образуются осадки непосредственно в призабойной зоне;
- недостаточный охват пласта вследствие недостаточно высокой вязкости водной оторочки поверхностно-активного вещества и щелочного агента.
Техническим результатом заявленного технического решения является устранение недостатков аналогов, а именно:
- повышение проницаемости призабойной зоны пласта путем предотвращения образования осадка при контакте щелочного технологического раствора с пластовой водой в призабойной зоне пласта, вследствие введения этапа закачки пресной воды перед закачкой щелочного технологического раствора;
- увеличение охвата пласта вследствие того, что в качестве вытесняющей оторочки используется раствор цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, который обладает высокой вязкостью.
Таким образом, в заявленном техническом решении достигается технический результат, существенно превышающий технический результат известного способа увеличения нефтеотдачи с помощью сульфонатных поверхностно-активных веществ и щелочных агентов, а также известных способов повышения нефтеотдачи пласта с применением разбавленных водных растворов ПАВ.
Сущностью заявленного технического решения способ повышения нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором поверхностно-активного вещества, заключающийся в том, что сначала в пласт закачивают пресную воду в количестве 0,01-5% объема пор; затем закачивают щелочной технологический раствор в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%: цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество из ряда олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид - 0,5-10, силикат натрия - 0,5-15, хлорид натрия - 0-25, щелочной компонент из ряда гидроксид натрия, гидроксид калия, карбонат натрия, бикарбонат натрия - 0,05-10, вода - остальное; затем закачивают пресную воду в количестве 0,01-5% объема пор; затем закачивают технологический раствор в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%: цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество из ряда олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид - 0,5-5, пластовая вода - остальное; затем закачивают воду для поддержания пластового давления.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг. 1, Фиг. 2.
На Фиг. 1 приведена принципиальная схема установки для определения нефтевытесняющей способности, где:
1 - компрессор,
2, 4, 5, 6, 10, 11, 12, 17, 18 - краны,
3, 13, 14 - манометры,
7 - емкость для воды,
8 - емкость для нефти,
9 - емкость для реагента,
15 - модель пласта,
16 - рубашка термостатирования модели пласта.
На Фиг. 2 приведена Таблица, в которой представлены результаты определения нефтеотдачи пласта на модели пласта, проведенного по заявленному способу.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.
Вязкоупругие щелочные и водные растворы цвиттер-ионных ПАВ увеличивают охват пласта по сравнению с обычным заводнением и способствуют отмыву нефти. Щелочь способствует уменьшению адсорбции ПАВ в пласте за счет изменения смачиваемости поверхности породы, омылению кислых компонентов нефти, с образованием естественных ПАВ, и перераспределению потоков в обводненных участках пласта в результате образования неорганических осадков при взаимодействии щелочи и пластовой воды. Таким образом, технология воздействия основе щелочных растворов цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ совмещает преимущества таких технологий, как вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ и вытеснение нефти щелочными растворами.
Заявленный технический результат достигается разработкой способа повышения нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором ПАВ через нагнетательную скважину и с дальнейшим отбором нефти через добывающую скважину.
Для реализации заявленного способа используют следующие реагенты.
Пресная вода, например, вода из природных водоёмов.
Вода для поддержания пластового давления (ППД) - необходимого качества для соответствующих нагнетательных скважин (пластов), например, пластовая вода или подтоварная вода из установок подготовки нефти.
Цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества (ЦПАВ) со структурной формулой (1):
где:
A" - карбоксилатная COO-, окись O- или сульфонатная SO3 - группы,
R1 - гидрофобная часть алкильной группы от С8 до С24,
R2 и R3 - независимо обозначают алифатическую цепь,
R4 - алкиленовая группа, содержащая от 1 до 4 атомов углерода.
В качестве цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ используют ПАВ из ряда:
- алкилбетаины (олеиламидопропилдиметилбетаин (ОАПДБ) и кокамидопропилбетаин (КАПБ)) - торговая марка БЕТАПАВ® НПО «НИИПАВ» (ТУ 2480-002-04706205-2004);
- алкилсульфобетаин (АСБ) компании Sigma-Aldrich (CAS14933-08-5);
- алкилдиметиламиноксид (АДАО) - торговая марка ОКСИПАВ® научно-производственного объединения «НИИПАВ» (ТУ 2482-007-04706205-2006).
Силикат натрия (Na2SiO3), например, по ГОСТ 13079-93,
Хлорид натрия (NaCl), например, по ГОСТ 4233-77,
Гидроксид натрия (NaOH), например, по ГОСТ 4328-77,
Гидроксид калия (КOH), например, по ГОСТ 24363-80,
Карбонат натрия (Na2CO3), например, по ГОСТ 83-79,
Бикарбонат натрия (NaHCO3), например, по ГОСТ 2156-76.
Определение динамической вязкости проводили на ротационном вискозиметре Brookfield DV-II+ Pro (согласно ASTMD2196), который предназначен для измерения динамической вязкости жидкости при заданных скоростях сдвига.
При осуществлении технологического процесса закачки применяются стандартные спецтехника и оборудование. Закачка реагентов осуществляется последовательно и не требует смены оборудования.
Далее заявителем приведена последовательность действий заявленного способа повышения нефтеотдачи пластов в целом.
В пласт через нагнетательную скважину закачивают последовательно:
1-й этап. Оторочку пресной воды в количестве 0,01-5% объема пор.
Этап закачки пресной воды проводят во избежание последующего закупоривания призабойной зоны пласта при закачке щелочного технологического раствора на этапе 2. Пресная вода позволяет предотвратить образование осадка при контакте щелочного технологического раствора с пластовой водой в призабойной зоне пласта.
2-й этап. Оторочку щелочного технологического раствора в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%:
| цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество | 0,5-10, |
| силикат натрия | 0,5-15, |
| хлорид натрия | 0-25, |
| щелочной компонент из ряда: гидроксид натрия, | |
| гидроксид калия, карбонат натрия, бикарбонат натрия | 0,05-10, |
| вода | остальное. |
С помощью цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества, входящего в состав щелочного технологического раствора, отмывается нефть и за счет высокой вязкости увеличиваются охват пласта.
Силикат натрия и щелочной компонент (из ряда: гидроксид натрия, гидроксид калия, карбонат натрия, бикарбонат натрия) снижает адсорбцию цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ на породах. При контакте с пластовой водой щелочной компонент образует осадок, который приводит к потокоотклонению. Кроме этого, при контакте с нефтью щелочной компонент омыляет кислые компоненты, в результате чего образуются природные ПАВ, дополнительно отмывающие нефть.
3-й этап. Оторочку пресной воды в количестве 0,01-5% объема пор.
Данный этап необходим во избежание закупоривания призабойной зоны пласта после закачки щелочного технологического раствора за счет предотвращения образования осадка в призабойной зоне пласта при контакте щелочного технологического раствора с последующей оторочкой технологического раствора на основе пластовой воды.
4-й этап. Оторочку технологического раствора в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%:
| цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество | 0,5-5, |
| вода для ППД | остальное. |
Технологический раствор представляет собой водный раствор цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества, приготовленный на воде для поддержания пластового давления (ППД), и закачивается для дополнительного отмыва нефти и увеличения охвата пласта.
5-й этап. Воду для ППД c производительностью, достаточной для выхода на исходный режим работы.
Оторочки по этапам 1-5 закачиваются в нагнетательную скважину непрерывно. Скорость закачки каждой оторочки не должна превышать 6 м3/час.
Для доказательства подтверждения заявленного технического результата заявителем проведена также проверка способа по аналогу - патенту US4004638.
Закачку проводили в соответствии с последовательностью действий, описанной в патенте US4004638:
1. Закачка водной пробки инициации, содержащей щелочной агент, выбранный из группы, состоящей из гидроксидов щелочного металла и аммония, для нейтрализации органических кислот в указанном резервуаре до поверхностно-активных мыл,
2. Закачка водной оторочки поверхностно-активного вещества, содержащей сульфонатное поверхностно-активное вещество и щелочной агент, выбранный из группы, состоящей из гидроксидов щелочного металла и аммония,
3. Закачка водной среды заводнения для вытеснения нефти в указанную производственную систему,
4. Извлечение нефти из указанной производственной системы.
Далее заявителем приведены примеры конкретного осуществления заявленного технического решения.
Пример 1. Приготовление состава 1 щелочного технологического раствора и состава 1 технологического раствора
Приготовление состава 1 щелочного технологического раствора.
5 мас.% (например, 5 г) силиката натрия, 15 мас.% (например, 15 г) хлорида натрия и 1 мас.% (например, 1 г) гидроксид натрия растворяют в 77 мас.% (например, 78 г) воды, добавляют 2 мас.% (например, 2 г) цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества, например, ОАПДБ, и перемешивают при температуре 60°С на магнитной мешалке в течение, например, 60 мин до однородного состава.
Приготовление состава 1 технологического раствора.
1 мас.% (например, 1 г) цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества, например, ОАПДБ добавляют в 99 мас.% (например, 99 г) пластовой воды и перемешивают при температуре, например, 60°С на магнитной мешалке в течение 60 мин до однородного состава.
Примеры 2-10. Приготовление составов 2-10 щелочного технологического раствора и составов 2-10 технологического раствора
Составы 2-10 щелочного технологического раствора и составы 2-10 технологического раствора готовят идентично Примеру 1, варьируя варианты компонентов и их количество в соответствии с заявленными в формуле изобретения.
Составы приведены в Таблице на Фиг. 2, строки 1-10: столбцы 3-6 для щелочного технологического раствора, столбец 9 для технологического раствора.
Пример 11. Приготовление раствора по аналогу - патенту № US4004638 (Таблица на Фиг. 2, строка 11, столбцы 4-6).
1,5 мас.% (например, 1,5 г) гидроксида натрия растворяют в 98,5 мас.% (например, 98,5 г) воды. В другой ёмкости 5 мас.% (например, 5 г) гидроксида натрия растворяют в 92 мас.% (например, 92 г) воды, добавляют 3 мас.% (например, 3 г) сульфоната натрия и перемешивают на магнитной мешалке в течение 60 мин до однородного состава.
Состав приведен в Таблице на Фиг. 2, строка 11.
Пример 12. Определение нефтеотдачи пласта на модели пласта путем воздействия составом 1
Заявленный способ определения нефтеотдачи пласта осуществлен на лабораторной установке для определения нефтеотдачи пласта (Фиг. 1).
Установка для определения нефтеотдачи пласта (Фиг. 1) состоит из: компрессора 1, кранов 2, 4, 5, 6, 10, 11, 12, 17, 18, манометров 3, 13, 14, емкости для воды 7 (например, 2000 мл), емкости для нефти 8 (например, 250 мл), емкости для реагента 9 (например, 250 мл), модели пласта 15 (например, две параллельных трубки), рубашки термостатирования 16 модели пласта.
Принцип работы установки заключается в вытеснении нефти из модели пласта 15 жидкостями (водой, раствором ПАВ), заливаемыми в модель пласта 15 по заявленному способу.
Условия проведения исследований, например:
- температура в установке 25°С;
- давление в установке 5 атмосфер;
- проницаемость модели пласта 5 Д;
- нефть плотностью 0,85 г/см3;
- пластовая вода плотностью 1,19 г/см3.
Сначала проводят подготовительный этап - подготовку модели пласта 15.
Модель пласта 15 представляет собой, например, стальную трубку длиной, например, 70 см и диаметром, например, 15 мм.
Подготовительный этап - подготовку модели пласта 15 проводят по следующей последовательности действий.
1. Сначала готовят модель пласта. Навеску сухого кварцевого песка заданного гранулометрического состава, например, фракции 30-60 меш, массой, например, 100 г, порциями загружают в стальные трубки, например, две параллельные. После загрузки каждой порции производят уплотнение слоя песка постукиванием, а также одинаковые количества ударов для уплотнения, до постоянного уровня в трубке. На нижнем конце модели пласта 15 устанавливают фильтр из 1-2 слоев металлической сетки. Температуру 25°С в модели пласта 15 поддерживают рубашкой термостатирования 16. После подготовки модель помещают горизонтально к установке.
2. Затем определяют объем пор модели пласта с целью определения необходимого объема оторочек, закачиваемых в дальнейшем по этапам заявленного способа. Для этого открывают кран 2, закрывают краны 4, 5, 6 включают компрессор 1 и создают давление 5 атмосфер, которое контролируют по манометру 3, закрывают кран 2, выключают компрессор 1. Закрывают кран 10, в емкость для воды 7 набирают, например, пластовую воду плотностью 1,19 г/см3. Далее открывают краны 4, 10, 17, 18, что приводит к тому, что через модель пласта 15 пропускается пластовая вода, например, 80 мл, при этом поры пласта заполняются водой. Насыщение модели пласта 15 производят под давлением, например, 5 атм, которую контролируют манометром 13, 14. Далее вышедшую воду собирают и измеряют ее объем (Vвыд).
Объем пор (Vпор, мл) модели пласта определяют по формуле 1:
3. Затем производят насыщение приготовленной модели нефтью. Для этого закрывают краны 4, 10, 5, 11, в емкость для нефти 8 набирают определенный объем подготовленной нефти (2Vпор), открывают краны 5, 11, что приводит к тому, что нефть, например, плотностью 0,85 г/см3, пропускается через модель пласта 15. При этом нефть частично вытесняет воду из пор пласта, часть пор заполняется нефтью. В результате модель пласта 15 имеет определенную нефте- и водонасыщенность.
В мензурках, где собирается вытесненная жидкость (вода и нефть), замеряют объем вытесненной воды и нефти и рассчитывают исходную нефтенасыщенность пласта как разницу между поданной в пласт нефтью и замеренной в мензурках - Vнефт.
Рассчитывают остаточную водонасыщенность модели пласта как разницу между Vпор и объемом воды в мензурке Vн2о.
В итоге устанавливают следующие начальные параметры модели пласта 15:
Vпор - объем пор модели пласта,
Vнефт. - объем нефтемодели,
Vн2о - объем воды в модели.
Далее на подготовленной модели пласта проводят определение нефтеотдачи пласта заводнением пластовой воды:
Для этого закрывают краны 5, 11. В емкость для воды 7 набирают пластовую воду, например, 1 л, открывают краны 4, 10, что приводит к тому, что пластовая вода, пропускается через модель пласта 15. Вытеснение нефти осуществляют пластовой водой до полного обводнения жидкостного потока, собираемого в мензурках.
Рассчитывают коэффициент извлечения нефти (КИН1) заводнением пластовой водой:
где V1 - количество нефти, выделившейся в результате вытеснения водой (первичного нефтевытеснения), мл,
Vнефт. - исходная нефтенасыщенность, мл,
КИН1 - коэффициент нефтеотдачи при заводнении.
Далее на подготовленной модели пласта проводят определение нефтеотдачи пласта по заявленному способу:
1 этап. Закачивают оторочку пресной воды в количестве 0,5% объема пор.
Для этого закрывают краны 4, 10. В емкость для реагента 9 набирают пресную воду в количестве 0,5% объема пор, открывают краны 6, 12, что приводит к тому, что пресная вода пропускается через модель пласта 15.
2 этап. Закачивают через пласт оторочку щелочного технологического раствора в количестве 2% объема пор, состоящего из, мас.%: 2% ОАПДБ, 5% Na2SiO3, 15% NaCl, 1% NaOH.
Предварительно проводят измерение динамической вязкости щелочного технологического раствора при скорости сдвига, например, 0,5 с-1, мПа*с.
Для этого закрывают краны 6, 12. В емкость для реагента 9 набирают оторочку щелочного технологического раствора в количестве 2% объема пор, открывают краны 6, 12, что приводит к тому, что щелочной технологический раствор, пропускается через модель пласта 15.
3 этап. Закачивают оторочку пресной воды в количестве 3% объема пор.
Для этого, закрывают краны 6, 12. В емкость для реагента 9 набирают пресную воду в количестве 3% объема пор, открывают краны 6, 12, что приводит к тому, что пресная вода пропускается через модель пласта 15.
4 этап. Закачивают оторочку технологического раствора в количестве 2% объема пор, состоящего из, мас.%: 1% ОАПДБ, остальное - пластовая вода.
Для этого закрывают краны 6, 12. В емкость для реагента 9 набирают технологический раствор в количестве 2% объема пор, открывают краны 6, 12, что приводит к тому, что технологический раствор, пропускается через модель пласта 15.
5 этап. Закачивают воду для ППД. Вытеснение нефти осуществляют пластовой водой до полного обводнения жидкостного потока, собираемого в мензурках.
Для этого закрывают краны 6, 12, В емкость для воды 7 набирают пластовую воду, открывают краны 4, 10, что приводит к тому, что пластовая вода, пропускается через модель пласта 15, до тех пор, пока не пойдет чистая вода без нефти.
Вытесненную нефть замеряют и определяют прирост коэффициента извлечения нефти (прирост КИН):
где V2 - количество вытесненной нефти при применении заявленного способа повышения нефтеотдачи пластов, мл;
Vнефт. - исходная нефтенасыщенность пласта, мл.
Прирост КИН - коэффициент нефтеотдачи при использовании заявленного способа повышения нефтеотдачи пластов.
В Таблице на Фиг. 2 представлены результаты измерений:
- динамической вязкости (столбец 11), равный 282 мПа*с,
- нефтевытесняющей способности (прирост КИН) (столбец 12), равный 57%.
Примеры 13-21. Определения нефтеотдачи пласта на модели пласта путем воздействия составов 2-10
Проводят последовательность действий по Примеру 12, отличающуюся тем, что в качестве щелочного технологического раствора и технологического раствора берут составы №2-10 (таблица на Фиг. 2, столбцы 3-7 для щелочного технологического раствора и столбцы №9, 10 для технологического раствора).
Количество пресной воды по 2 этапу заявленного способа указано в столбце 2 Таблицы.
Количество пресной воды по 4 этапу заявленного способа указано в столбце 8 Таблицы.
Пример 22. Определения нефтеотдачи пласта на модели пласта путем воздействия состава по аналогу US4004638
Проводят последовательность действий по Примеру 12, отличающуюся тем, что в качестве закачку проводили в соответствии с последовательностью действий, описанной в патенте US4004638.
1. этап. Закачивают щелочной агент, например, водного 1,5 мас.% гидроксида натрия
2. этап. Закачивают состав по аналогу - патенту US 4004638, например, в количестве 2% объема пор, состоящий из, мас.%: 5 мас.% гидроксида натрия, 92 мас.% воды, 3 мас.% сульфоната натрия.
3 этап. Закачивают воду для ППД. Вытеснение нефти осуществляют пластовой водой до полного обводнения жидкостного потока.
Из данных, приведенных в Таблице на Фиг. 2, можно сделать вывод, что заявителем достигнуты заявленные технические результаты, а именно:
- повышена проницаемость призабойной зоны пласта путем предотвращения образования осадка при контакте щелочного технологического раствора с пластовой водой в призабойной зоне пласта, вследствие введения этапа закачки пресной воды перед закачкой щелочного технологического раствора, что отражается в повышении (по сравнению с аналогом) нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором ПАВ. Так, прирост КИН при использовании заявленного способа составил от 37 до 57, что больше прироста КИН аналога, равного 33 (Примеры 12-22, Таблица на Фиг. 2, столбец 12);
- достигнуто увеличение охвата пласта за счёт использования в качестве вытесняющей оторочки раствора цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, который обладает высокой вязкостью. Динамическая вязкость при скорости сдвига 0,5 с-1 растворов цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ составила от 86 до 315 мПа*с, что выше значении динамической вязкости аналога, равной 65 мПа*с (Примеры 12-22, Таблица на Фиг. 2, столбец 11).
Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что в заявленном техническом решении достигается технический результат, существенно превышающий технический результат известного способа увеличения нефтеотдачи с помощью сульфонатных поверхностно-активных веществ и щелочных агентов.
Claims (6)
- Способ повышения нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором поверхностно-активного вещества, заключающийся в том, что
- сначала в пласт закачивают пресную воду в количестве 0,01-5% объема пор;
- затем закачивают щелочной технологический раствор в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%: цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество из ряда олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид 0,5-10; силикат натрия 0,5-15; хлорид натрия 0-25; компонент из ряда гидроксид натрия, гидроксид калия, карбонат натрия, бикарбонат натрия 0,05-10; вода - остальное;
- затем закачивают пресную воду в количестве 0,01-5% объема пор;
- затем закачивают технологический раствор в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%: цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество из ряда олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид 0,5-5; пластовая вода - остальное;
- затем закачивают воду для поддержания пластового давления.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2778920C1 true RU2778920C1 (ru) | 2022-08-29 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4004638A (en) * | 1975-04-23 | 1977-01-25 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by alkaline-surfactant waterflooding |
| RU2163965C2 (ru) * | 1996-05-06 | 2001-03-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ЛеЛ" | Способ изоляции водопритоков и регулирования проницаемости пласта |
| WO2010105879A1 (fr) * | 2009-03-19 | 2010-09-23 | Rhodia Operations | Composition viscoelastique a viscosite amelioree |
| RU2610952C2 (ru) * | 2015-06-25 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный технический университет" | Мицеллярный раствор для извлечения нефти |
| RU2716070C1 (ru) * | 2019-02-04 | 2020-03-05 | Рустем Райнурович Шарипов | Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных пав |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4004638A (en) * | 1975-04-23 | 1977-01-25 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by alkaline-surfactant waterflooding |
| RU2163965C2 (ru) * | 1996-05-06 | 2001-03-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ЛеЛ" | Способ изоляции водопритоков и регулирования проницаемости пласта |
| WO2010105879A1 (fr) * | 2009-03-19 | 2010-09-23 | Rhodia Operations | Composition viscoelastique a viscosite amelioree |
| RU2610952C2 (ru) * | 2015-06-25 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный технический университет" | Мицеллярный раствор для извлечения нефти |
| RU2716070C1 (ru) * | 2019-02-04 | 2020-03-05 | Рустем Райнурович Шарипов | Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных пав |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2779418A (en) | Method of increasing production from wells | |
| US3700031A (en) | Secondary recovery and well stimulation, solutions, and methods of use | |
| US11162023B2 (en) | Method for treatment of bottomhole formation zone | |
| CN103967462B (zh) | 使用粘弹性表面活性剂的驱油方法 | |
| US11248161B2 (en) | Method of increasing the oil recovery from an oil-bearing formation | |
| CN106367054B (zh) | 一种解水锁剂及制备方法 | |
| RU2598095C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта (варианты) | |
| US3500920A (en) | Chemical injection of slugs of two dissimilar aqueous solutions to recover oil | |
| CN114752366A (zh) | 生物基类表面活性剂解堵增注剂及应用体系 | |
| RU2778920C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором поверхностно-активного вещества | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| RU2065947C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
| CN113187458B (zh) | 一种利用压裂前置液将驱油剂注入油层提高采收率的方法 | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| CN106050197A (zh) | 一种弱碱三元复合驱增油机理的分析方法 | |
| RU2283952C2 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2767497C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| CN112177578A (zh) | 一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法 | |
| RU2716070C1 (ru) | Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных пав | |
| RU2759614C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
| RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2823606C1 (ru) | Состав для водоизоляции в призабойной зоне пласта месторождений с минерализованной водой | |
| RU2109132C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
| RU2575384C1 (ru) | Способ глушения скважин и вязкоупругий состав для его осуществления |