Состав для заводнения нефтяного пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для разработки нефтяных месторождений. Цель изобретения - повышение нефтевытесняющей способности состава для пластов с высокой минерализацией воды и высоковязких нефтей, содержащих большое количество асфальтосмолистых компонентов. Состав содержит компоненты при следующем соотношении, мас.%: оксиэтилированный алкилфенол ОП-10 или АФ₉-12 или превоцел NG-12, 0,05 - 2,0, аммиачная селитра 0,3 - 2,5; аммиак 0,04 - 2,0; триоксан - 0,5 - 3,0, минерализованная вода - остальное. Введенный в состав триоксан представляет собой неокрашенные игольчатые кристаллы. Он растворяется в воде, этиловом спирте, эфире, бензоле, хлороформе и мало растворим в петролейном эфире. Концентрация аммиака и аммиачной селитры в составе могут быть уменьшены, а коэффициент вытеснения при этом не меняется. Вытеснение нефти производят буровым раствором, закаченным в месторождение, в который предварительно ввели компоненты состава. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения с применением ПАВ, и может быть использовано при вторичных и третичных методах добычи нефти. Целью изобретения является повышение нефтевытесняющей способности состава для пластов с высокой минерализацией воды и высоковязких нефтей, содержащих большое количество асфальтосмолистых компонентов. Это достигается тем, что состав для заводнения нефтяного пласта на основе оксиэтилированных алкилфенолов, например, ОП-10, АФ₉-12, превоцел NG-12, аммиачной селитры и аммиака дополнительно содержит триоксан при следующем соотношении компонентов, мас.%: Оксиэтилированные алкилфенолы ОП-10 или АФ₉-12, или превоцел NG-12 0,05-2,0 Аммиачная селитра 0,3-2,5 Аммиак 0,04-2,0 Триоксан 0,5-3,0 Минерализованная вода Остальное Существенным отличием состава является введение в известный состав триоксана при концентрации 0,5-3,0 мас.%. Триоксан С₃Н₆О₃ - неокрашенные игольчатые кристаллы с плотностью при 65^оС ρ= =1,17 г/см³, температурой плавления 64^оС, температурой кипения 115^оС. Растворяется в воде, этиловом спирте, эфире, бензоле, хлороформе, CCl₄, CS₂, мало растворим в петролейном эфире. Триоксан используется в производстве полиформальдегида. Концентрация триоксана в композиции должна составлять 0,5-3,0 мас.%. Увеличение концентрации выше 3,0 мас.% и уменьшение концентрации ниже 0,5 мас.% не приводит к достижению положительного эффекта. Наиболее предпочтительными концентрациями являются 1,0-2,0 мас.%. Концентрация ОП-10, АФ₉-12, превоцела NG-12 должна быть 0,05-2,0 мас.%, причем предпочтительными концентрациями являются 0,5-1,0 мас.%. Положительный эффект композиции с содержанием ОП-10 или АФ₉-12, или превоцела NG-12, равном 2,0 мас.%, находится на одном уровне с положительным эффектом при содержании оксиэтилированных алкилфенолов 1,0 мас.%. Положительного эффекта при концентрации ПАВ меньше 0,05 мас.% не достигается. Концентрации аммиака и аммиачной селитры, образующих аммиачный буферный раствор, могут быть уменьшены по сравнению с прототипом, при этом коэффициент нефтевытеснения находится на том же уровне, что и в растворе с более высокими концентрациями реагентов, образующих буферную систему. Так, минимальное количество аммиачной селитры, обеспечивающее положительный эффект, 0,3 мас.%, минимальное содержание аммиака 0,04 мас.%. Причем положительный эффект достигается при более низких значениях рН, чем при вытеснении в отсутствие триоксана (по прототипу). Максимальное содержание аммиака 2,0 мас. % при более высокой концентрации начинают выпадать соли Са²⁺, Mg²⁺ и гидрооксидов. Для приготовления состава использовались следующие реагенты: ОП-10 - оксиэтилированные алкилфенолы; АФ₉-12 - оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования, равной 12, и длиной алкильного радикала, равной 9; превоцел NG-12 - оксиэтилированные алкилфенолы; аммиачная селитра, аммиак (использовалась аммиачная вода с концентрацией аммиака 25,0 мас.%); триоксан. Нефтевытесняющая способность состава определялась в условиях доотмыва нефти на экспресс-установке, представляющей собой стеклянные термостатированные колонки, заполненные кварцевым песком и насыщенные нефтью. Температура колонок 24^оС регулировалась с помощью ультратермостата И-10. Вытеснение нефти осуществлялось при пластовой температуре сначала тремя 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 вытеснения К_абс, % (суммарно водой и составом); абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения ΔК_абс = К_абс- К_В, %, относительный прирост коэффициента нефтевытеснения Котн, %, равный отношению количества нефти, вытесненного составом, к количеству нефти, оставшейся после вытеснения водой. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 1 (по прототипу). 0,5 г ОП-10 (0,05 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры и 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.%) растворяют в 939,5 г пластовой воды месторождения с плотностью ρ= 1,01 г/см³ (16,3 г/л) NaCl; 3,0 г/л СаCl₂; 0,31 г/л MgCl₂; 0,15 г/л NaHCO₃; 0,02 г/л Na₂SO₄), рН 9,9. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения с плотностью ρ= 0,852 г/см³, вязкостью при 50^оС μ= 4,1 МПа ˙с, содержание парафинов 2,3 мас. %, серы 1,0 мас.%, асфальтенов 0,9 мас.%, смол силикагелевых 10,8 мас.%, при температуре пласта 54^оС. П р и м е р 2 (по прототипу). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 40,0 г 25% -ного аммиака (1,0 мас.%) растворяют в 930,0 г закачиваемой воды месторождения с плотностью ρ= 1,1 г/см³ (124 г/л NaCl; 11,4 г/л СаСl; 0,4 г/л MgCl₂). Состав имеет рН 9,35. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения (используют дегазированную нефть месторождения, в которую добавлено 30% керосина), с плотностью ρ= 0,892 г/см³, вязкостью при 20^оС μ= 30,3 МПа ˙с, содержанием парафинов 4,3 мас. %, серы 2,8 мас.%, асфальтенов 6,5 мас. %, смол сернокислотных 20,1 мас.%. Вытеснение проводят при пластовой температуре 24^оС тремя поровыми объемами закачиваемой воды месторождения с плотностью ρ= 1,1 г/см³, затем одним поровым объемом состава и снова закачиваемой водой. П р и м е р 3 (по прототипу). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас. %); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%) растворяют 850,0 г закачиваемой воды месторождения ( ρ= 1,1). Состав имеет рН 10,2. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения (в дегазированную нефть месторождения добавлено 30% керосина) с ρ= 0,852 г/см³, вязкостью μ= 30,3 МПа ˙с. Вытеснение нефти проводят тремя поровыми объемами закачиваемой воды месторождения с плотностью ρ= =1,1 г/см³, затем 0,5 порогового объема состава, 1,0 объемом закачиваемой воды, 0,5 порогового объема состава, 1,0 поровым объемом закачиваемой воды, 1,0 поровым объемом закачиваемой воды, 1,0 поровым объемом состава и снова закачиваемой водой. П р и м е р 4 (по прототипу). Ведут аналогично примеру 2. 10,0 г АФ₉-12 (1,0 мас.%); 25,0 г аммиачной селитры (2,5 мас.%) и 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас. % ) растворяют в 885,0 г закачиваемой воды месторождения. Состав имеет рН 9,7. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения с добавлением 30% керосина при 24^оС тремя поровыми объемами закачиваемой воды месторождения, затем одним поровым объемом состава и снова закачиваемой водой. П р и м е р 5. Ведут аналогично примеру 2. 1,0 г АФ₉-12 (0,1 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас. %); 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.%); 5,0 г триоксана (0,5 мас.%) растворяют в 934,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 9,7. П р и м е р 6 (аналогично примеру 2). 2,0 г АФ₉-12 (0,2 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.%); 5,0 г триоксана (0,5 мас.%) растворяют в 933,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 9,75. П р и м е р 7 (аналогично примеру 2). 5,0 г АФ₉-12 (0,5 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%) 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.%); 5,0 г триоксана (0,5 мас.%) растворяют в 930,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 9,6. П р и м е р 8 (аналогично примеру 2). 10,0 г АФ₉-12 (1,0 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.%); 5,0 г триоксана (0,5 мас.%) растворяют в 925,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 9,7. П р и м е р 9 (аналогичен примеру 3). 0,2 г ОП-10 (0,02 мас.%) 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 30,0 г триоксана (3,0 мас.%) растворяют в 869,8 г закачиваемой воды месторождения, рН 10,25. П р и м е р 10. 0,5 г ОП-10 (0,05 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас. %); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 30,0 г триоксана (3,0 мас.%) растворяют в 869,5 г закачиваемой воды месторождения, рН 10,25. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения с добавлением 30% керосина сначала тремя поровыми объемами закачиваемой воды, затем одним поровым объемом состава, закачиваемой водой, одним поровым объемом состава и снова закачиваемой водой. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 11 (аналогичен примеру 3). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 10,0 г аммиачной селитры (1,0 мас.%); 50,0 г 20%-ного аммиака (1,0 мас.%); 30,0 г триоксана (3,0 мас.%) растворяют в 910,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 10,1. П р и м е р 12. 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 5,0 г аммиачной селитры (0,5 мас. % ); 20,0 г 20%-ного аммиака (0,5 мас.%); 30,0 г триоксана (3,0 мас.%) растворяют в 935,0 г закачиваемой воды, рН 9,9. Вытеснение проводят тремя поровыми объемами закачиваемой воды, 0,5 порогового объема состава, затем поровым объемом закачиваемой воды, снова 0,5 порогового объема состава и снова закачиваемой водой месторождения. П р и м е р 13 (аналогичен примеру 12). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 3,0 г аммиачной селитры (0,3 мас.%); 6,0 г 20%-ного аммиака (0,15 мас.%); 30,0 г триоксана (3,0 мас.%) растворяют в 951,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 9,7. П р и м е р 14 (аналогичен примеру 12). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 1,0 г 20%-ного аммиака (0,02 мас.%); 30,0 г триоксана (3,0 мас.%); растворяют в 939,0 закачиваемой воды месторождения, рН 8,2. П р и м е р 15 (аналогичен примеру 12). 10,0 г ОП-10 (0,1 мас.%); 10,0 г аммиачной селитры (1,0 мас.%); 1,0 г 20%-ного аммиака (0,02 мас.%); 30,0 г триоксана (3,0 мас.%) растворяют в 949,0 г закачиваемой воды, рН 8,2. П р и м е р 16 (аналогичен примеру 12). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 5,0 г аммиачной селитры (0,5 мас.%); 3,0 г 20%-ного аммиака (0,06 мас.%); 30,0 триоксана (3,0 мас.%) растворяют в 952,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 9,0. П р и м е р 17 (аналогичен примеру 12). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 1,0 г триоксана (0,1 мас.%) растворяют в 869,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 10,1. П р и м е р 18 (аналогичен примеру 12). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 10,0 г триоксана (1,0 мас.%) растворяют в 860,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 10,1. П р и м е р 19 (аналогичен примеру 3). 10,0 г ОП 10 (1,0 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 20,0 г триоксана (2,0 мас.%) растворяют в 850,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 10,1. П р и м е р 20 (аналогичен примеру 12). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 40,0 г триоксана (4,0 мас.%) растворяют в 830,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 10,1. П р и м е р 21 (аналогичен примеру 12). 20,0 г ОП-10 (2,0 мас.%); 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 20,0 г триоксана (2,0 мас.%) растворяют в 840,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 10,1. П р и м е р 22 (аналогичен примеру 12). 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 40,0 г аммиачной селитры (4,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 20,0 г триоксана (2,0 мас.%) растворяют в 830,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 9,8. П р и м е р 23. 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%); 40,0 г аммиачной селитры (4,0 мас. %); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 20,0 г триоксана (2,0 мас.%) растворяют в 830,0 г закачиваемой воды месторождения с плотностью ρ= 1,072 г/см³ (74,0 г/л NaCl; 27,9 г/л CaCl₂; 8,1 г/л MgCl₂). Состав имеет рН 10,2. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения (используют дегазированную нефть месторождения, в которую добавлено 30% керосина) с плотностью ρ= 0,852 г/см³, вязкостью μ = =8,3 МПа˙с при содержании парафинов 5,9 мас.%, серы 1,5 мас.%, асфальтенов 3,9 мас.% смол, силикагелевых 10,9 мас.%. Вытеснение проводят тремя поровыми объемами закачиваемой воды, затем 0,5 порового объема состава одним поровым объемом закачиваемой воды месторождения ( ρ= 1,072 г/см³), 0,5 порогового объема состава и снова закачиваемой водой месторождения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 24 (аналогичен примеру 12). 23,0 г ОП-10 (2,5 мас.%); 40,0 г аммиачной селитры (4,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 40,0 г триоксана (4,0 мас.%) растворяют в 795,0 г закачиваемой воды месторождения. Состав имеет рН 10,2. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. П р и м е р 25. 10,0 г превоцела NG-12 (1,0 мас.%); 25,0 г аммиачной селитры (2,5 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 20,0 г триоксана (2,0 мас. % ) растворяют в 845,0 г закачиваемой воды месторождения с плотностью ρ= 1,072 г/см³ (74,0 г/л NaCl; 27,9 г/л CaCl₂; 8,1 г/л MgCl₂), рН 10,15. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения (используют де-газированную нефть месторождения, в ко- торую добавлено 30% керосина) с плотностью ρ= 0,852 г/см³, вязкость μ = 8,3 МПа ˙с при содержании парафинов 5,9 мас.%, серы 1,5 мас.%, асфальтенов 3,9 мас.%, смол силикагелевых 10,9 мас.%. Вытеснение проводят тремя поровыми объемами закачиваемой воды месторождения, а затем одним поровым объемом состава и снова закачиваемой водой. П р и м е р 26 (аналогичен примеру 25). 10,0 г превоцела NG-12 (1,0 мас.%); 30,0 г аммиачной селитры (3,0 мас.%); 100,0 г 20%-ного аммиака (2,0 мас.%); 20,0 г триоксана (2,0 мас.%) растворяют в 840,0 г закачиваемой воды месторождения с плотностью ρ= =1,072 г/см³, рН 10,1. Данные по примерам приведены в таблице. Как видно из таблицы, предлагаемый состав обеспечивает повышение коэффициентов нефтевытеснения по сравнению с прототипом на 2-15%. Состав наиболее эффективен для условий месторождений, имеющих высокую минерализацию пластовых вод, большое количество асфальтосмолистых соединений в нефтях и низкие пластовые температуры, например месторождений Башкирии.

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, включающий эксиэтилированный алкилфенол ОП-10 или АФ₉-12, или превоцел АФ₉-12, или превоцел NG-12, аммиачную селитру, аммиак в минерализованную воду, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтевытесняющей способности состава для пластов с высокой минерализацией воды и высоковязких нефтей, содержащих большое количество асфальтосмолистых компонентов, он дополнительно содержит триоксан при следующем соотношении компонентов, мас.%: Оксиэтилированный алкилфенол ОП-10 или АФ₉-12, или превоцел NG-12 - 0,05-2,0 Аммиачная селитра - 0,3-2,5 Аммиак - 0,04-2,0 Триоксан - 0,5-3,0
Минерализованная вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6