Состав для повышения нефтеотдачи пластов

 

(19)RU(11)1274372(13)C(51)  МПК ⁶    _E21B43/22Статус: по данным на 17.01.2013 - прекратил действиеПошлина:

(54) СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения с применением ПАВ. Целью изобретения является повышение нефтевытесняющей способности состава. Существенным отличием предлагаемого состава является использование щелочной добавки, состоящей из глицина и аммиака, для повышения нефтеотдачи пластов. Глицин аминоуксусная кислота, H₂NCH₂COOH, белое кристаллическое вещество, хорошо растворимое в воде, не растворимое в спирте, эфире. Аммиак использовался в виде аммиачной воды с концентрацией 25,0 мас. Неионогенные ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы: ОП-10 (ГОСТ 8433-81), превоцел 12 производства комбината Буна (ГДР), неонол АФ₉ 12. Состав, содержащий глицин и аммиак в указанных соотношениях, имеет максимальную буферную емкость при рН-9,8. Высокая буферная емкость состава в области рH 9,0-10,2 обеспечивает сохранение рН при разбавлении. Разбавление состава пластовой или закачиваемой водой в 10-20 раз приводит к изменению рН не более, чем на 0,1 ед.рН, при разбавлении в 40 раз изменение не превышает 0,1-0,2 ед. рН, в 100 раз 0,2-0,3 ед.рН. Сохранение рН при разбавлении обеспечивает большую длительность действия состава в пластовых условиях при заводнении. В данном составе рН находится в области 9,0-10,2, где не наблюдается выпадение осадков гидроксидов щелочноземельных металлов (выпадение осадков наблюдается при рН больше 10,5), что позволяет использовать данный состав для пластовых вод различной минерализации, в том числе и сильно минерализованных. Положительный эффект увеличение коэффициента нефтевытеснения по сравнению с прототипом достигается при концентрации глицина 1,0-4,0 мас. Для составов, имеющих одинаковое значение рН и концентрацию ПАВ и содержащих 2,0-4,0 мас. глицина, положительный эффект находится на одном уровне. Увеличение концентрации выше 4,0 мас. не приводит к увеличению положительного эффекта и экономически не оправдано. При концентрации глицина меньше 1,0 мас. положительный эффект не достигается. Концентрация аммиака, необходимая для достижения положительного эффекта, зависит от концентрации глицина и минерализации воды. Чем больше минерализация воды и концентрация глицина, тем большее количество аммиака необходимо. В данном составе концентрация аммиака находится в пределах 0,3-2,0 мас. При меньшей концентрации не достигается положительный эффект, при большей возможно выпадение осадков гидроксидов щелочно-земельных металлов (Са²⁺, Mg²⁺). Концентрация неионогенных ПАВ оксиэтилированных алкилфенолов (ОП-10, АФ₉-12, превоцела), при которой достигается положительный эффект, находится в пределах 0,1-2,0 мас. При меньшей концентрации положительный эффект не достигается. У составов с концентрацией ПАВ 1,0 и 2,0 мас. положительный эффект находится на одном уровне. Дальнейшее увеличение концентрации не приводит к существенному увеличению положительного эффекта и экономически не целесообразно. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью определяли сталагмометрически по измерению объема капли. рН растворов определяли на рН-метре рН-121 с использованием стеклянного и хлорсеребряного электродов. Калибровку проводили по стандартным буферным растворам. Нефтевытесняющую способность состава определяли в условиях доотмыва нефти при пластовой температуре на экспресс-установке, представляющей собой стеклянные термостатированные колонки, заполненные кварцевым песком и насыщенные нефтью. Температуру колонок регулировали с помощью термостата И-10. Вытеснение нефти проводили сначала двумя поровыми объемами пластовой или закачиваемой воды, затем определенным объемом состава и снова пластовой или закачиваемой водой. При необходимости повторно проводили последовательное вытеснение нефти составом и водой. По полученным данным рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой К_в, абсолютный коэффициент нефтевытеснения К_в.абс. суммарно водой и составом; абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения К_в.абс=К_в.абс-К_в, относительный прирост коэффициента нефтевытеснения К_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 глицина (2,0 мас.) и 48,0 г 25-ного аммиака (1,2 мас.) растворяют при перемешивании в 922,0 г пластовой воды с плотностью ρ1,19 (182,4 г/л NaCl; 71,9 г CaCl₂; 18,7 г/л MgCl₂). Межфазное натяжение на границе с нефтью месторождения пласта Д₁ и рН состава приведены в таблице. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения, пласта Д₁ (используют дегазированную нефть месторождения, в которую добавляют 30% керосина). Вытеснение проводят при пластовой температуре 35^оС сначала двумя поровыми объемами пластовой воды месторождения, затем одним поровым объемом состава и снова пластовой водой. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 2. 5,0 г превоцела NG-12; 20,0 г глицина и 64,0 г 25%-ного аммиака растворяют при перемешивании в 911,0 г пластовой воды месторождения с плотностью ρ=1,01 (16,3 г/л NaCl, 3,0 г/л CaCl₂, 0,3 г/л MgCl₂, 0,15 г/л NaHCO₃, 0,02 г/л Na₂SO₄, получают состав, содержащий 0,5 мас. превоцела NG-12; 2,0 мас. глицина; 1,6 мас. аммиака, минерализованная вода остальное. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения, пласта АВ₁. Вытеснение проводят при пластовой температуре 56^оС сначала двумя поровыми объемами пластовой воды месторождения, затем 0,5 поровыми объемами состава, двумя поровыми объемами пластовой воды, снова 0,5 поровыми объемами состава и пластовой водой. Коэффициенты нефтевытеснения, межфазное натяжение на границе с нефтью месторождения и рН приведены в таблице. П р и м е р 3. 5,0 г превоцела NG 12 (0,5 мас.); 40,0 г глицина (4,0 мас. ) и 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас.) растворяют в 875,0 г пластовой воды месторождения с плотностью ρ 1,01. Полученный состав используют для вытеснения нефти, проводимого аналогично примеру 2. Коэффициенты нефтевытеснения, межфазное натяжение и рН приведены в таблице. П р и м е р 4. 10,0 г АФ₉-12 (1,0 мас.); 20,0 г глицина (2,0 мас.) и 64,0 г 25%-ного аммиака (1,6 мас.) растворяют в 906,0 пластовой воды месторождения. Полученный состав используют для нефтевытеснения, проводимого аналогично примеру 2. Коэффициенты нефтевытеснения, межфазное натяжение и рН приведены в таблице. П р и м е р 5. 10,0 г АФ₉-12 (1,0 мас.); 30,0 г глицина (30,0 мас.) и 72,0 г 25%-ного аммиака (1,8 мас.) растворяют в 888,0 г пластовой воды месторождения. Полученный состав используют для нефтевытеснения, проводимого аналогично примеру 2. Коэффициенты нефтевытеснения, межфазное натяжение и рН приведены в таблице. П р и м е р 6. Аналогично примеру 2. 5,0 г ОП-10 (0,5 мас.); 20,0 г глицина (2,0 мас) и 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.) растворяют в 935,0 г пластовой воды месторождения. Полученный состав используют для вытеснения нефти. Межфазное натяжение, рН и коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 7. Аналогично примеру 2. 5,0 г ОП-10 (0,5 мас.), 30,0 г глицина (3,0 мас.) и 50,0 г 25%-ного аммиака (1,25 мас.) растворяют в 915,0 г пластовой воды месторождения. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Межфазное натяжение, рН и коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 8. 5,0 г ОП-10 (0,5 мас.); 10,0 г глицина (1,0 мас.) и 12,0 г 25%-ного аммиака (0,3 мас.) растворяют в 973,0 пластовой воды месторождения. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Вытеснение проводят сначала двумя поровыми объемами пластовой воды, затем 0,5 поровыми объемами состава, двумя поровыми объемами воды, затем опять 0,5 поровым объемом состава, двумя поровыми объемами пластовой воды, одним поровым объемом состава и снова пластовой водой. Коэффициенты нефтевытеснения, межфазное натяжение и рН приведены в таблице. П р и м е р 9. 20,0 г ОП-10 (2,0 мас.) и 20,0 г глицина (2,0 мас.); 40,0г 25%-ного аммиака (1,0 мас.) растворяют в 920,0 г пластовой воды месторождения. Полученный состав используют для вытеснения нефти, которое проводят двумя поровыми объемами пластовой воды, затем одним поровым объемом состава и снова пластовой водой. Коэффициенты нефтевытеснения, межфазное натяжение и рН приведены в таблице. П р и м е р 10. 1,0 г ОП-10 (0,1 мас.); 20,0 г глицина (2,0 мас.); 32,0 г 25%-ного аммиака (0,8 мас.) растворяют в 947,0 г пластовой воды месторождения. Полученный состав используют для вытеснения нефти, которое проводят сначала двумя поровыми объемами пластовой воды, затем одним поровым объемом состава, снова одним поровым объемом состава и пластовой водой. Коэффициенты нефтевытеснения, значения межфазного натяжения и рН приведены в таблице. П р и м е р 11. 0,5 г ОП-10 (0,05 мас.); 20,0 г глицина (2,0 мас.); 32,0 г 25%-ного аммиака растворяют в 947,0 г пластовой воды месторождения. Полученный состав используют для вытеснения нефти, проводимого аналогично примеру 10. Коэффициенты нефтевытеснения, значения межфазного натяжения и рН приведены в таблице. П р и м е р 12. 5,0 г ОП-10 (0,5 мас.); 20,0 г глицина (2,0 мас.); и 20,0 г 25%-ного аммиака (0,5 мас.) растворяют в 955,0 г пластовой воды месторождения. Состав используют для вытеснения нефти, проводимого аналогично примеру 8. Коэффициенты нефтевытеснения, значения межфазного натяжения и рН приведены в таблице. П р и м е р 13. 5,0 г ОП-10 (0,5 мас.); 20,0 г глицина ( 2,0 мас.); 10,0 г 25%-ного аммиака (0,25 мас.) растворяют в 965,0 г пластовой воды месторождения. Полученный состав используют для вытеснения нефти, проводимого аналогично примеру 8. Коэффициенты нефтевытеснения, значения межфазного натяжения и рН приведены в таблице. П р и м е р 14 (по прототипу). 10,0 г АФ₉-12 (1,0 мас.) и 10,0 г тетрабората натрия (1,0 мас.) растворяют в 980,0 г пластовой воды месторождения с плотностью ρ=1,01. Полученный состав используют для нефтевытеснения, проводимого аналогично примеру 9. Коэффициенты нефтевытеснения, значения межфазного натяжения и рН приведены в таблице. П р и м е р 15 (по прототипу). 3,3 г АФ₉-12 (0,33 мас.) и 6,7 г тетрабората натрия (0,67 мас.) растворяют в 990,0 г пластовой воды месторождения с плотностью ρ=1,01. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения, проводимого аналогично примеру 9. Коэффициенты нефтевытеснения, значения межфазного натяжения и рН приведены в таблице. Как видно из примеров и таблицы, данный состав обеспечивает увеличение коэффициентов нефтевытеснения в 1,2-2,2 раза по сpавнению с прототипом. Состав может применяться для повышения нефтеотдачи пластов с различной температурой и минерализацией пластовых вод, в том числе и для высокоминерализованных пластовых вод, не требует дополнительных затрат на обустройство промыслов при существующей технологии закачки в нефтяные пласты растворов ПАВ.

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, содержащий неионогенное ПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы (ОП 10, АФ₉ 12, превоцел), щелочную добавку и минерализованную воду, отличающийся тем, что с целью повышения нефтевытесняющей способности, в него в качестве щелочной добавки вводят глицин и аммиак при следующем соотношении компонентов, мас. Оксиэтилированные алкилфенолы (ОП 10, АФ₂ 12, превоцел) 0,1 2,0
Глицин 1,0 4,0
Аммиак 0,3 2,0
Минерализованная вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3