Состав для заводнения нефтяного пласта

 

(19)RU(11)1241745(13)C(51)  МПК ⁶    _E21B43/22Статус: по данным на 17.01.2013 - прекратил действиеПошлина:

(54) СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при вторичных и третичных методах разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения, с применением ПАВ. Целью изобретения является повышение нефтевытесняющей способности состава. Существенным отличием состава является использование фенол-4-сульфокислоты для повышения нефтеотдачи пластов. В свободном состоянии и в составе композиций фенол-4-сульфокислота для повышения нефтеотдачи пластов не применялась. Фенол-4-сульфокислота кристаллическое вещество, расплывающееся на воздухе, легко растворяется в воде, температура плавления 138-142^оС (моногидрат). Положительный эффект увеличение коэффициента нефтевытеснения по сравнению с прототипом достигается при концентрации фенол-4-сульфокислоты 1,0-4,0 мас. При концентрации фенол-4-сульфокислоты меньше 1,0 мас. положительный эффект не достигается. Для состава с концентрацией фенол-4-сульфокислоты 3,0 и 4,0 мас. положительный эффект находится на одном уровне. Увеличение концентрации больше 4,0 мас. не приводит к увеличению положительного эффекта и экономически не оправдано. Концентрация аммиака, необходимая для достижения положительного эффекта, зависит от концентрации фенол-4-сульфокислоты и минерализации воды. Чем выше минерализация воды и концентрация фенол-4-сульфокислоты, тем больше количество аммиака необходимо. В составе концентрация аммиака находится в пределах 0,625-2,0 мас. При меньшей концентрации не достигается положительный эффект, при большей возможно выпадение осадков гидроксидов щелочноземельных металлов (Са²⁺, Мg²⁺). Концентрация оксиэтилированных алкилфенолов (ОП-10, АФ₉-12, превоцел) находится в пределах 0,1-1,0 мас. При меньшей концентрации положительный эффект не достигается. Положительный эффект для составов с концентрацией оксиэтилированных алкил-фенолов 0,5-1,0 мас. при тех же концентрациях остальных компонентов находится на одном уровне. Дальнейшее увеличение концентрации не приводит к увеличению положительного эффекта и экономически не оправдано. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью определялось сталагмометрически по измерению объема капли. Нефтевытесняющая способность состава определялась в условиях доотмыва нефти на экспресс-установке, представляющей собой стеклянные термостатированные колонки, заполненные кварцевым песком и насыщенные нефтью. Подготовка песка и колонок велась в соответствии с ОСТ. Температура колонок регулировалась с помощью ультратермостата И-10. Нефтевытеснение проводилось при пластовой температуре сначала двумя поровыми объемами пластовой или закачиваемой воды, затем одним поровым объемом состава и снова пластовой или закачиваемой водой. По полученным данным рассчитывались: коэффициент вытеснения нефти водой К_в, абсолютный коэффициент нефтевытеснения К_в.абс, (суммарно водой и составом); абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения ΔK_в.абс.= К_в.абс.-К_в, относительный прирост коэффициента нефтевытеснения ΔК_в.отн., равный отношению количества нефти, вытесненной составом, к количеству нефти, оставшейся после вытеснения водой. П р и м е р 1. 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.), 20,0 г фенол-4-сульфокислоты (2,0 мас.) и 40 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.) растворяют при перемешивании в 930,0 г пластовой воды Советского месторождения, пласта АВ₁, с плотностью ρ= 1,01 (16,3 г/л NaCl; 3,0 г/л СаСl₂; 0,31 г/л MgCl₂; 0,15 г/л NaHCO₃; 0,02 г/л Na₂SO₄). Межфазное натяжение состава на границе с нефтью Советского месторождения, пласта АВ₁ при 20^оС составляет 0,8 мН/м, при пластовой температуре, равной 56^оС 0,65 мН/м. Полученный состав используют для вытеснения нефти Советского месторождения, пласта АВ₁, при температуре 56^оС. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 2. Аналогично примеру 1, 5,0 г ОП-10 (0,5 мас.), 20,0 г фенол-4-сульфокислоты (2,0 мас.) и 50,0 г 25%-ного аммиака (1,25 мас. растворяют в 925,0 г пластовой воды Советского месторождения, пласта АВ₁, с плотностью ρ= 1,01. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью Советского месторождения при 20^оС составляет 0,7 мН/м. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 3. Аналогично примеру 1, 10,0 г ОП-10 (1,0 мас,), 30,0 г фенол-4-сульфокислоты (3,0 мас.), 50,0 г 25%-ного аммиака (1,25 мас.) растворяют в 910,0 г пластовой воды Советского месторождения с плотностью ρ=1,01. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 4. Аналогично примеру 1, 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.), 40,0 г фенол-4-сульфокислоты (4,0 мас.) и 60,0 г 25%-ного аммиака (1,5 мас.) растворяют в 890,0 г пластовой воды Советского месторождения, пласта АВ₁. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью Советского месторождения, пласта АВ₁, при 20^оС составляет 0,7 нМ/м, при 56^оС 0,4 мН/м. Полученный состав использовался для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 5. Аналогично примеру 1, 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.), 10,0 г фенол-4-сульфокислоты (1,0 мас.) и 50,0 г 25%-ного аммиака (1,25 мас.) растворяют в 930,0 г пластовой воды Советского месторождения, пласта АВ₁. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 6. Аналогично примеру 1, готовят состав, содержащий 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.), 20,0 г фенол-4-сульфокислоты (2,0 мас.), 250,0 г 25%-ного аммиака (0,625 мас. ) и 945,0 г пластовой воды Советского месторождения, пласта АВ₁ (остальное). Межфазное натяжение состава при 20^оС равно 0,7 мН/м. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 7. Аналогично примеру 1, 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.), 10,0 г фенол-4-сульфокислоты (1,0 мас.) и 25,0 г 25%-ного аммиака (0,625 мас.) растворяют в 955,0 г пластовой воды Советского месторождения, пласта АВ₁. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 8. Аналогично примеру 1, 5,0 г ОП-10 (0,5 мас.), 10,0 г фенол-4-сульфокислоты (1,0 мас.) и 25,0 г 25%-ного аммиака (0,625 мас.) растворяют в 960,0 г пластовой воды Советского месторождения с плотностью ρ=1,01. Межфазное натяжение состава при 20^оС равно 0,6 мН/м. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 9. Аналогично примеру 1, готовят состав, содержащий 10,0 г превоцела NG-12 (1,0 мас.), 25,0 г фенол-4-сульфокислоты, (2,5 мас.), 40,0 г 25% -ного аммиака (1,0 мас.) в 935,0 г пластовой воды Советского месторождения с плотностью ρ= 1,01. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью Советского месторождения, пласта АВ₁, при 20^оС равно 0,35 мН/м; при 56^оС 0,25 мН/м. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 10. Аналогично примеру 1, 2,0 г превоцела NG-12 (0,2 мас.), 25,0 г фенол-4-сульфокислоты (2,5 мас.), 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.) растворяют в 933,0 г пластовой воды Советского месторождения с плотностью ρ= 1,01. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 11. Аналогично примеру 1, 1,0 г превоцела NG-12 (0,1 мас.), 25,0 г фенол-4-сульфокислоты (2,5 мас.), 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.) растворяют в 934,0 г пластовой воды Советского месторождения с плотностью ρ= 1,01. Полученный состав используют для вытеснения нефти. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 12. 5,0 г превоцела NG-12 (0,5 мас.), 20,0 г фенол-4-сульфокислоты (2,0 мас.), 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас.) растворяют в 895,0 г пластовой воды Туймазинского месторождения с плотностью ρ=1,19 (182,4 г/л NaCl, 71,9 г/л, СаСl₂, 18,7 г/л MgCl₂). Полученный состав используют для вытеснения нефти Туймазинского месторождения, пласта Д₁ (использовали дегазированную нефть Туймазинского месторождения, в которую добавляли 30% керосина) при пластовой температуре 35^оС. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 13. Аналогично примеру 12, 5,0 г превоцела NG-12 (0,5 мас.), 10,0 фенол-4-сульфокислоты (1,0 мас.), 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.) растворяют в 945,0 г пластовой воды Туймазинского месторождения с плотностью ρ= 1,19. Полученный состав используют для вытеснения нефти Туймазинского месторождения, пласта Д₁. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 14. 10,0 г АФ₉-12, 20,0 г фенол-4-сульфокислоты и 40,0 г 25% -ного аммиака растворяют при перемешивании в 930,0 г закачиваемой воды Арланского месторождения с плотностью ρ=1,1 (124,6 г/л NaCl, 11,4 г/л CaCl₂, 0,4 г/л MgCl₂). Получают состав, содержащий 1,0 мас. АФ₉-12, 2,0 мас. ФСК, 1,0% аммиака, остальное минерализованная вода. Указанный состав используют для вытеснения нефти Арланского месторождения (используют дегазированную нефть Арланского месторождения, в которую добавлено 30% керосина). Вытеснение нефти проводят при пластовой температуре, равной 20^оС, сначала двумя поровыми объемами закачиваемой Арланской воды с плотностью ρ=1,1, затем одним поровым объемом исследуемого состава и снова закачиваемой водой Арланского месторождения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 15. Аналогично примеру 1, 10,0 г АФ₉-12 (1,0 мас.) и 10,0 г тетрабората натрия (1,0 мас.) растворяют в 980,0 г пластовой воды Советского месторождения, пласта АВ₁, с плотностью ρ=1,01. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью Советского месторождения, пласта АВ₁, при 20^оС составляет 0,5 мН/м. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 16. Аналогично примеру 1, 3,3 г АФ₉-12 (0,33 мас.) и 6,7 г тетрабората натрия (0,67 мас.) растворяют в 990,0 г пластовой воды Советского месторождения, пласта АВ₁, с плотностью ρ=1,01. Межфазное натяжение состава при 20^оС на границе с нефтью Советского месторождения, пласта АВ₁, равно 1,9 мН/м. Полученный состав используют для вытеснения нефти. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 17. Аналогично примеру 14, 5,0 г АФ₉-12 (0,5 мас.) и 5,0 г тетрабората натрия (0,5 мас.) растворяют в 990,0 г закачиваемой воды Арланского месторождения с плотностью ρ=1,1. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью Арланского месторождения, пласта С_I, составляет 0,3 мН/м. Полученный состав используют для вытеснения нефти Арланского месторождения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. Как видно из примеров и таблицы предлагаемый состав обеспечивает прирост коэффициентов вытеснения в условиях доотмыва нефти в 1,5-2 раза по сравнению с прототипом. Состав может быть использован для повышения нефтеотдачи пластов с различной температурой и степенью минерализации пластовых вод, не требует дополнительных затрат на обустройство промыслов при существующей технологии закачки в нефтяные пласты растворов ПАВ.

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, например, оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ₉-12, превоцел), щелочную добавку и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтевытесняющей способности, в качестве щелочной добавки в состав вводят фенол-4-сульфокислоту и аммиак при следующем соотношении компонентов, мас. Поверхностно-активные вещества, например, оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ₉-12, превоцел) 0,1 1,0 Фенол-4-сульфокислота 1,0 4,0
Аммиак 0,625 2,0
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4