Способ разработки нефтяных залежей

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ путем нагнетания в пласт последовательно водных растворов щелочи и солей многовалентных катионов с последующей закачкой, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности вытеснения нефти, в качестве водного раствора щелочи в пласт закачивают щелочной сток производства капролактама, при этом объемное соотношение водного раствора щелочного стока капролактама и водного раствора солей многовалентных катионов изменяется от 1 : 0,1 до 1 : 0,5.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водных растворов солей многовалентных катионов используют 20 - 50 мас.% водные растворы хлористого кальция.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей при заводнении.
Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти.
В способе разработки нефтяных залежей путем нагнетания в пласт оторочек водных растворов щелочи и солей многовалентных катионов с последующей закачкой воды, в качестве водного раствора щелочи закачивают щелочной сток производства капролактама в объемном соотношении 1: 0,1-0,5), к оторочкам из водного раствора солей многовалентных катионов, причем в качестве солей многовалентных катионов используют хлористый кальций концентрации 20-50 мас.
Щелочной сток производства капролактама (ШСПК) представляет собой непрозрачную жидкость темно-коричневого цвета без механических примесей, малотоксичный, с плотностью 1,1-1,2 г/см³ рН 10-13 и температурой замерзания -25^оС. Массовая доля сухого вещества 25-45% натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипат натрия) 18-30%
Примерный состав кислот следующий:
Наименование кислоты Массовая доля Муравьиная 2,0-3,3 Уксусная 0,5-0,8 н-Масляная 0,3-0,5 н-Валериановая 1,6-2,6 Малоновая 0,9-1,5 Глутаровая 2,4-3,9 Адипиновая 10,8-17,9
В качестве солей многовалентных катионов используют хлористый кальций концентрации 20-50 мас.
Преимущество использования ЩСПК в качестве водного раствора щелочи заключается в том, что наряду с созданием фильтрационных сопротивлений в результате взаимодействия ЩСПК и хлористого кальция и образования комплексных хелатных соединений ЩСПК является щелочно-активным реагентом и при загущении не теряет своих щелочных свойств в отличие от водных растворов щелочи, которые в присутствии многовалентных катионов образуют нерастворимый осадок, не обладающий вытесняющей способностью.
Способ осуществляется следующим образом.
Готовится 20-50% -ный водный раствор хлористого кальция. Через нагнетательные скважины производится последовательная закачка этого раствора и ЩСПК в объемном соотношении (0,1-0,5):1, при этом суммарный объем закачиваемых реагентов составляет 0,1-0,5% объема пор пласта.
Для определения эффективности способа в сравнении со способом по прототипу проводили эксперименты на парных гидродинамически не связанных моделях пласта длиной 1 м и диаметром 0,033 м различной проницаемости подключенных к одной напорной линии. Моделировали пласт, состоящий из гидродинамически не связанных между собой пропластков различной проницаемости, вскрытых одной скважиной. Проницаемости моделей приведены в таблице.
Методика исследований заключалась в следующем: насыщение линейных моделей пластовой водой месторождения; вытеснение пластовой воды бобриковской нефтью месторождения; вытеснение нефти закачиваемой на месторождении водой до полной обводненности отбираемых проб.
В модели пласта последовательно закачивали оторочки водного раствора силиката натрия 0,5-0,8% концентрации и 0,5-1% водного раствора многовалентных катионов (Mg₂⁺, Fe₃⁺ и др.) в соотношении 15:7 (способ по прототипу, опыты 1, 2).
По данному способу в модели пласта последовательно закачивали 10-57%-ный водный раствор хлористого кальция и ШСПК в объемном соотношении (0,05-0,6):1 (опыты 3-9).
Результаты по определению нефтевытесняющих свойств данного способа и способа по прототипу приведены в таблице.
Была проведена эффективность известного способа (опыты 1, 2). Предлагаемый способ (опыты 3-9) позволяет увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения на 2-11% по сравнению со способом по прототипу (опыт 2). Как видно из таблицы, при концентрации хлористого кальция 10% и соотношении хлористого кальция к ЩСПК 0,05:1 (опыт 3) не наблюдается прироста коэффициента нефтевытеснения по сравнению с прототипом. При концентрации хлористого кальция 20-60 мас. и соотношении хлористого кальция к ЩСП (0,1-0,5):1 происходит резкое увеличение дополнительной добычи нефти прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 4-13% (опыты 4-8), в то же время по известному способу 1,8-2,0% (опыты 1, 2). Использование хлористого кальция концентрации 57% (это предельная растворимость хлористого кальция при 20^оС в пресной воде) при соотношении хлористого кальция и ЩСПК 0,6:1 не способствует увеличению добычи нефти, а приводит к неоправданному расходу хлористого кальция (опыт 9).
Таким образом, оптимальным соотношением хлористого кальция и ЩСПК является (0,1-0,5):1 при концентрации хлористого кальция 20-50 мас.
Применение способа в нефтедобывающей промышленности позволяет повысить эффективность вытеснения нефти из неоднородных пластов на поздней стадии разработки; утилизировать крупнотоннажный отход химического производства.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности-ти, в частности к способам разработки нефтяных залежей при заводнении. Цель - повышение эффективности вытеснения нефти. Способ разработки нефтяных залежей осуществляют путем нагнетения в пласт последовательно водных растворов (ВР) щелочи и солей многовалентных катионов с последующей закачкой воды. В качестве щелочи закачивают щелочной сток производства капролактама. Объемное соотношение ВР щелочного стока капролактама и ВР солей многовалентных катионов измеряется от 1 : 0,1 до 1 : 0,5. В качестве ВР солей многовалентных катионов используют 20 - 50 мас.% ВР хлористого кальция. Наряду с созданием фильтрационных сопротивлений в результате взаимодействия щелочного стока производства капролактама и хлористого кальция щелочной сток производства капролактама является щелочно - активным реагентом и при загущении не теряет своих щелочных свойств. При этом повышается эффективность вытеснения нефти из неоднородных пластов. 1 з. п. ф-лы, 1 табл.