Способ вытеснения нефти из пласта

,ЯО 747191 1 4 Е 21 В 43/ ИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ вора. 2. Спос поп. 1, о тем, что о тличающиися минерализова с концентрац превышающей фазы мицелля ной воды ачивают,6-51 рводной еи солеи вонцентрацию ОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИпоследовательной ного раств ОСУДАРСТЯЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВ(71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам нефтяной промьппленности (72) В.П.Городнов(56) Рац 1 Ч.У., Ргоп 1 пе Н.К. Ба 1- п 1 у еНесз оГ Исе 11 аг Р 1 оойдпр Уоцгпа 1 оГ Рего 1 ецш ТесЬпо 1 оу, Аця. 1973, р. 957-958.Патент США У 3343597, кл. 1 6-9 опублик. 26.09.67.(54).(57) 1. СПОСИЗ ПЛАСТА путем закачки в него оторочки из минерализованной воды и мицеллярного раствора с внешней водной фазой, о т л ич а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности процесса вытеснения, оторочку из минерализованной воды закачивают с концентрацией солей, превышающей концентрацию солей водной фазы мицеллярного растИзобретение относится к областинефтедобывающей промьппленности, вчастности к способам вытеснения нефти иэ пластов,Известен способ вытеснения нефтииз пласта путем закачки в него прямого мицеллярного раствораСпособ применим для пластов,минерализация воды которых не превьппает минерализации водной Фазымицеллярного раствора.Известен способ вытеснения нефтииз пласта путем последовательнойзакачки в него оторочки из минерализованной воды и мицеллярного раствора с внешней водной фазой, Приэтом концентрация солей минерализованной воды меньше или равна концентрации солей водной Фазы мицелярного раствора.Цечью является повьппение эффективности процесса вытеснения,Указанная цель достигается тем,что отсрочку из минералиэованнойводы закачивают с концентрациейсолей, превьппающей концентрациюсолей водной Фазы мицеллярного раст.вора с 4,6-51 раэ.Способ осуществляют следующимобразом.Закачивают в пласт оторочку минерализованной воды с концентрациейсолей, превышающей концентрацию закачиваемого затем мицеллярного раствора с внешней водной Фазой, Приэтом концентрация солей закачиваемойминералиэованной воды превышает концентрацию водной фазы мицеллярногораствора в 4,6-5 1 раз.Состояние прямого мицеллярногораствора (ПИР) в контакте с водойразличнои минерализации и с нефтьюхорошо наблюдается в статическихусловиях. С этой целью были проведены опыты по следующей методике,В градуированный цилиндр емкостью50 мл заливают воду определеннойминерализации в объеме 10 мл. Затемна поверхность осторожно наслаивают,из пипетки прямой мицеллярныйраствор (30 мл) и на ПМР 10 мл нефтияос 34 = 0,84 г/см и , = 5,53 спэ.Мицеллярный раствор в этих опытахимел следующий состав, мас,7.:Аммонийный нефтянойсульфонат эквивалентного веса 507 (в левресчете на активноевещество) З,бУглеводород (масло,входящее в состав5 нефтяного сульфоната) 8,0Сульфат аммония 2,4Вода водопроводная 86,0Мицеллярный раствор данного сос 10 тава готовился путем смешивания 807.водопроводной воды с 207, нефтяногосульфоната, получаемого в объединении "Омскнефтеоргсинтез" путем нейтрализации аммиаком кислого гудрона -5 побочного продукта производства присадки к маслам С. Состав этогонефтяного сульфоната следующий,мас, 7.:Аммонийный нефтяной20 сульфонатУглеводород(несульфированноемасло) 40,3Сульфат аммония 12,0Вода 29,7Вода определенной минерализацииготовилась путем разбавления пластовой воды Радаевского месторожденияобшей минералиэации 246,2 г/л водоЗО проводной водой в объемном соотношении 2: 1, 1:1, 1:2, ,:10, 1;100.Пластовая вода имеет = 1,1633 г/сми следующий состав, г/л:С 135 БОСаМр +Иа 18,0 150,401,180,047,642,8084,18 Е 246,23Было поставлено 6 опытов, в которых ПИР находился в контакте с нефтьюи водой, различной минерализации, 45начиная с 246 и до 2,4 г/л. Опыт проводился при комнатной температуре,Визуально в цилиндрах наблюдалосьактивное смешивание ПМР с нефтью иводой любой минерализации - образуются промежуточные слои между фазами.Через 7-10 дней смешивание Фаззавершается. При этом в цилиндрах,содержащих воду минерализацией вьппе20 г/л, наблюдалось образование трехслоев: нижнего (водного) объемом31-32 мл, среднего (обратного мицел-.лярного раствора) объемом б" мл иверхнего (нефтяного) объемом 10,5 74719110 2,0 1,2 0,5 Следующие примеры иллюстрируютэффективноть предлагаемого способаувеличения нефтеотдачи с помощьюпрямых мицеллярных растворов приизвлечении остаточной неАти иэ керна, моделирующего третью стадию разработки.П р и м е р 1. Нефтевытесняющая способность прямого мицеллярногораствора на основе нефтяного сульфоната среднего эквивалентного веса 417 (состав ПМР приведен вьппе) определялась по следующей методике.Модель пласта длиной 50 см и диаметром 1,1 см, представленную кварцевым песком и имеющую пористость 55 11 мл. Между ОМР и нефтяным слоямиграница раздела размытая, что указывает на их ограниченную смешиваемость в статических условиях, тогдакак между ОМР и водной фазой четкаяграница раздела.Состав образующегося ОМР следующий, мас.%:Нефтяной сульфонат 13,5-14,0Углеводород 33,0-36,0Водный растворсолей 50,0-54,0В опыте с водой той же минерализации (2,4 г/л), что и минерализацияводы, находящейся в ПМР, наблюдается 15образование двух слоев с четкой границей раздела: нижнего (разбавленнойводой ПМР) объемом 38-39 мл и верхнего (нефтяного) объемом 11-12 мл.Инверсия ПМР в обратный МР в динамических условиях протекает значительно быстрее.Аналогичная картина инверсии прямого мицеллярного раствора в обратный наблюдалась при контакте ПИР, 25приготовленного на основе нефтяногосульфоната со средним эквивалентнымвесом 417, с водой той же минерализации, что и в вышеописанном случае,Состав ПМР на основе данного суль.фоната был следующий, мас.%:Нефтяной сульфонатсреднего эквивалентного веса 417Углеводород (масло,входящее в составнефтяного сульфоната)Сульфат натрияВода общей минерализации 4,8 г/л,в том числе Са + МВи ЯФ0,21 г/л 96,3 36% и проницаемость по воде 3,8 дарси, насьпцают пластовой водой Радаевского месторождения (состав ее приведен вьппе), затем воду .вытесняют тремя поровыми объемами керна алакаевской нефти вязкостью 5,53 спзопри 20 С и затем нефть вьггесняют водопроводной водой или водой другой минерализации (соотношение радаевская вода : водопроводная вода составляет 1;О, 2:1, 1:1, 1:2, 1:10, 1:50) до предельной обводненности выходящих проб жидкости иэ керна.При этом конечное нефтевьггеснение достигает 8-82%. Затем в керн пос-. ледовательно эакачивают 5% от объема пор прямого мицеллярного раствора, 50% от объема пор водного раствора полиакриламида вязкостью 7,0 спз, и затем три порового объема керна водопроводной воды. Опыты проводятсяо при комнатной температуре (20-22 С).Полученные данные по нефтевытеснению показывают, что ПМР практически не вытесняет нефть из керна, содержащего водопроводную воду или воду, близкую по минералиэации к воде, на которой готовился ПМР (4,8 г/л солей). При минерализации же пластовой воды в керне, например, выше в 5 раз, чем минерализация воды ПМР (суммарное содержание солей 2,4 г/л) нефтевытеснение прямого мицеллярного раствора резко возрастает до 65% и достигает максимальной величины (90%) при суммарном содержании солей в пластовой воде 120 г/л (содержание Са + М" 5 г/литр) . Хорошая нефтевытесняющая способность ПМР (62/) сохраняется также при фильтрации его через керн, содержащего высокоминерализованную воду (243 г/л) с большим содержанием ще-, лочно-земельных катионов (-10,4 г/л)В промысловой практике предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи реализуют в двух вариантах в зависимости от минерализации воды, закачиваемой в пласт до начала работ с ПМР: непосредственная закачка ПМР в пласт, если пласт заводнялся водой минералиэацией более, чем в 4,6-51 раз выше минерализации воды ПМР, предполагаемого к закачке; если месторождение эаводнялось слабоминералиэованной водой (например, пресной), то перед закачкой ПМР необходимо ввести в,пласт 1-5% от объема747191 Редактор О, Юркова Техред М.Пароцай Корректор Л, Пилипенко Заказ 657/2 Тираж 548 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий113035, Москва Ж, Раушская наб., д. 4/5 филиал ППП Патент", г. Ужгород, ул. Проектная,пор минерализованной воды с суммарнымсодержанием солей не менее 50 г/л(более точно- содержание солей определяется по предварительным лабораторным исследованиям). При этом минерализованную воду готовят либо напластовой воде высокой минерализациигутем ее разбавления пресной водой,либо, если отсутствует пластоваявода, путем растворения хлористогонатрия в пресной воде.Введенный в пласт ПМР продвигаютдалее раствором полимера (полиакриламида, полисахарида и т.п.) напресной воде в объеме 30-507 отобъема пор и затем слабоминерализованной водой.Однако ПМР может быть приготовлени на водном растворе полимера и затем закачан в пласт.При интенсификации работ скважинПМР может продавливаться в призабойную зону скважины и пресной водой,если отсутствует водорастворимыйполимерДанный способ применения ПМР используется на любой стадии разработкинефтяных месторождений,Предлагаемый способ увеличениянефтеотдачи был испытан на нефтеотмывающую способность в промысловыхусловиях при обработке наг нетательнойскважины 11191 Радаевскогоместорождения,работающую под закачку сточных водс суммарным содержанием солей260 г/л. В скважину был закачан ПМР,приготовленный из 2,5 м омского нефтяного сульфоната (состав его приве 1 О ден выше) и 7 м пресной воды, на17 м интервала перфорации, ПМР проталкивался в призабойную зону скважины пресной водой (11 м"),В результате проведеннойобработки15 приемистость скважины 9 191 по сточной воде повысилась с 316 до 500550 м/сут при одном и том же давлении закачки.Ориентировочный расчет экономи О ческой эффективности от примененияпредполагаемого способа при интенсификации работы 100 иагнетательных скважин показывает экономию около0,7 млн. рублей, при увеличении 25 нефтеотдачи пластов на третьей стадииразработки с помощью 10 тыс. тонномского сульфоната (в пересчете на.20 А содержание активного вещества)экономия составляет около 2,0 млн.рублей при дополнительно добытойтретичной нефти 0,5 млн. м .