Состав для вытеснения нефти из карбонатного пласта
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для вытеснения нефти из карбонатных пластов. Цель изобретения - улучшение нефтевытесняющих свойств состава и снижение коррозионной активности за счет образования кислотно-углеводородной эмульсии. Состав содержит водный раствор соляной кислоты, смесь синтетических поверхностно-активных веществ (МЛ-72 или МЛ-80), углеводород и смесь полиэтиленгликолевых эфиров и монои диа л кил фенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов (мас.ч): соляная кислота 5,6- 10,7,- МЛ-72 или МД-80 0,01-0,5; углеводород 33-50; ОП-10 0.2-0,5; вода остальное. В качестве углеводорода можно использовать легкую нефть при следующем компонентном составе, мас.%: парафин 4; смолы 1, углеводороды Cs-Cio остальное. Состав готовят путем диспергирования кислотной и углеводородной фаз в присутствии эмульгатора (ОП-10). Использование кислотно-углеводородной эмульсии в качестве вытесняющей оторочки при заводнении позволяет значительно повысить коэффициент вытеснения и коэффициент охвата пласта воздействием, снизить коррозию. 3 табл. г Ј
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/27
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4600827/03 (22) 31.10.88 (46) 15 10.91. Бюл, М 38 (71) Казахский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) З,И.Рогоза, Е.К.Огай и Л;А.Терина (53) 622.276(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР
М 1161699, кл. Е 21 В 43/22, 1984. (54) СОСТАВ ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
ИЗ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для вытеснения нефти из карбонатных пластов. Цель изобретения — улучшение нефтевытесняющих свойств состава и снижение коррозионной активности за счет образования кислотно-углеводородной эмульсии. Состав содержит водный раствор
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для вытеснения нефти иэ карбонатных пластов.
Цель изобретения — улучшение нефтевытесняющих. свойств состава и снижение кпррозионной активности путем образования кислотно-углеродной эмульсии.
Состав содержит водный раствор соляной кислоты, смесь синтетических поверхностно-активных веществ (МЛ-72 или
МЛ-80), углеводород и смесь полиэтиленгликолевых эфиров моно- и диалкилфенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов мас,g: соляная кислота 5,6-10,7; .. МЛ 72или МЛ-80 0,01 — 0,5; углеводород 3350; ОП 10 0,2-0.5; вода — остальное.
„„. рЦÄÄ 1684487 А1 соляной кислоты, смесь синтетических поверхностно-активных веществ (МЛ-72 или
МЛ-80), углеводород и смесь полиэтиленгликолевых эфиров и моно- и диалкилфенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов (мас.ч): соляная кислота 5,610,7; МЛ-72 или MlI-80 0,01-0,5; углеводород 33-50; ОП-10 0,2 — 0,5; вода остальное. В качестве углеводорода можно испольэовать легкую нефть при следующем компонентном составе, мас.$: парафин 4; смолы 1, углеводороды СБ-С1о остальное. Состав готовят путем диспергирования кислотной и углеводородной фаэ в присутствии эмульгатора (ОП-10). Использование кислотно-углеводородной эмульсии в качестве вытесняющей оторочки при заводнении позволяет значительно повысить коэффициент вытеснения и коэффициент охвата пласта воздействием, снизить коррозию. 3 табл.
В качестве углеводородной фазы используют природную легкую нефть, компонентный состав которой следующий, мас. : парафин 4; смолы 1; асфальтенов нет, углеводороды Cs-C>o — остальное до
100. Можно использовать легкие фракции нефти (газовый бензин, керосин, гексан и др) ПАВ ОП-10 или неонил вводится в кислотно-углеводородную эмульсию в основном в качестве стабилизатора-эмульгатора, -а ПАВ МЛ-72 (или МЛ-80) — для лучшего отмывания нефти при эаводнении нефтеносных пластов водой. Соляная кислота— техническая без ингибиторов — для стимуляции работы пласта.
Соотношения компонентов варьирую в выбранных пределах с целью получения стабильной во времени и при повышенной температуре эмульсии. При больших или меньших количествах компонентов получается менее стабильная эмульсия, расслаивэющаяся на отдельные фазы, что приводит к снижению эффективности охвата пласта обработкой.
8 табл. t представлены лабораторные исследования свойств эмульсий различного состава (стабильность, растворяющая способность смешанных образцов).
Эмульсию приготавливают путем диспергирования кислотной и углеводородной фаз в присутствии эмульгатора с помощью лабораторной мешалки при 3000 об/мин в течение 5 мин, За показатель устойчивости эмульсии принимают отслоение одной из фаз состава (10 объема — начало расслоения; 50 — конец расслоения). Как видно из табл, 1, составы имеют высокую стабильность, как при низкой (20 С) температуре приготовления эмульсии, так и при повышенных 60 и
80 С(опыт 10), при последней эмульсия возгоняется, но не разрушается в течение 4 и более часов.
Оптимальными выбраны те составы, у которых начало расслоения при повышенной температуре не меньше 4 ч, Другим критерием при выборе оптимального состава является способность эмульсии растворять смешенные образцы, состоящие из карбонэта и асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). В качестве карбонатов берут природный ракушечник, содержащий
98 — 99 карбоната кальция, а в качестве органических отложений — АСПО следующего состава, eec. ;
Асфальтены 55,5
Смолы 9,0
Парафины 22,5
Масла I 3,0
Температура плавления АСПО 85-86 С.
Образцы смешенных отложений готовят в виде одинаковых таблеток (3 г) при в"совом соотношении органической и карбонатной частей 1:1 путем заливки раздробленного ракушечника (фракции 2 — 2,5 мм) расплавленной массой ACI10 при 90 С и кристаллизации при комнатной температуре. Объем эмульсии во всех опытах 40 мл.
Опыты проводят в герметичных сосудах при
60 С в течение 3 ч, помещая образцы в корзиночки из мелкой сетки. По окончании опыта образец извлекают из эмульсии, Высушивают HB воздухе и Взвешивают для определе ия степени растворения, 5
Как видно из табл. 1, известные составы (I-1CI и НС1+ МЛ-72) имеют низкую эффективность растворения смешанных образцов (5,2 и 24,2 соответственно), Это объясняется наличием на поверхности карбонатов адсорбированных и выпавших из раствора асфальто-смолопэрафиновых отложений (АСПО), затрудняющих контакт кислотных растворов с карбонатами. Добавки МЛ-72 улучшают эффективность вследствие их отмывающей и диспергирующей способности. оставаясь, однако все же низкой, Предлагаемые составы имеют высокую растворяющую способность (70 — 99 ), намного превышающую известные составы и чистую нефть {опыт 2). Варьируя концентрации компонентов кислотно-углеводородной эмульсии для каждого конкретного случая, можно подобрать оптимальный состав.
Как видно из табл. 2, нефтевытесняющая способность кислотно-углеводородной эмульсии намного превышает величины для известных составов (в 1,5 — 3 раза выше).
Нефтевытесняющую способность составов (xg) onределяют следующим образом.
Керн из песка и ракушечника в соотношении 3:1, длиной 26 см и диаметром 1,4 см с пористостью 30-35 и проницаемостью
flo воде 5 — 25 мкм насыщают 1 поровым
2 объемом нефти с различной вязкостью. Затем нефть вытесняют тремя поровыми обьемами воды, нагретой до 60 С. При этом достигают практически полной обводненности выходящей жидкости. Систему термостатируют и все опыты проводят при 60, 40, 20 С вЂ” температурах пласта месторождений соответственно. Нефтевытеснение из керна достигает 50-56 (в опытах 8, 11 используют 1 поровый объем воды, а в опытах 9 — 10—
2 обьема).
Как видно из табл, 2, один поровый обьем кислотно-углеводородной эмульсии вытесняет 70-100% остаточной нефти, а 1,5 поровых обьеМа — 100, Продавливание эмульсии через керн осуществляют двумя паровыми объемами воды. При этом 6080 " вытесняемой нефти эмульсией практически безводны. Известные составы (опыты
16-19) позволяют вытеснять (дпот.,ыть) только 30 — 45 нефти. Реакция кислоты с ракушечником протекает настолько бурно, что приводит с необходимости увеличить давление вытеснения в 2,5-5 раз (последнее для более высокой концентрации соляной кислоты 21,4об.%). В результате оказывается. что проницаемость керна уменьшается за счет разрушения (размельчения верхНего слоя керна. Тогда как эмульсия приводит к равномерному увеличению проницаемости керна (табл. 3).
1684487
Кроме высокой нефтевытесняющей способности нефтей с вязкостью 17,9-121,3
МПа с и высокой стимулирующей способности, состав обладает низкой коррозионной агрессивностью по отношению к металлу, 5
Защитный эффект кислотно-углеводородной эмульсии 86 при 25 С и 78% при 60 С, Высокая вытесняющая эффективность данного состава объясняется комплексным действием всех компонентов эмульсии, Ор- 10 ганический растворитель и ПАВЫ способны диффундировать в нефть и разрушать образуемую асфальтенами, смолами и парафинами структуру, обеспечивая доступ кислоты и карбонатам породы. 15
В результате реакции кислоты с карбонатами выделяется углекислый газ, который, растворяясь в нефти, так же как и органический растворитель разжижает пластовую нефть, снижая ее вязкость, тем са- 20 мым увеличивая ее подвижность. C0z и органический растворитель, растворяют нефть и, растворяясь в ней, позволяют отмыть (и доотмыть) пласт, увеличивая коэффициент вытеснения. 25
Двуокись углерода, попадая в водяной пропласток, повышает вязкость воды при растворении в ней с образованием нераст-. воримых карбонатов с поливалентными катионами пластовой воды и тем самым 30 способствует снижению подвижности воды относительно нефти и также повышению коэффициента охвата пласта заводнением, ПАВЫ (ОП 10 и МЛ-72) снижают межфазное натяжение на границе нефть — вода, 35 улучшают смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивают таким образом, переход нефти из плейочного состояния в капельное, Të. также спосойствуют увеличению коэффициента вы еснеиия.
Кислота, связанная в эмульсию, имеет замедленную скорость реакции с породой, тем самым обеспечивается равномерность и больший охват пласта обработкой, повышая эффективную проницаемость породы для нефти.
Реакция идет с выделением тепла и ее тепловое воздействие позволяет снизить также вязкость нефти, т,е. увеличить подвижность.
Все зто в конечном счете приводит к высокой эффективности процесса вытеснения (довытеснения) нефти из пласта.
Внедрение предлагаемого состава на предприятиях позволяет получить дополнительно более 1 млн, т. нефти.
Формула изобретения
Состав для вытеснения нефти из карбонатного пласта, содержащий воднь,й раствор соляной кислоты и смесь синтетических поверхностно-ак1ивных веществ (МЛ-72 или МЛ-.80}, отл ича ю щ и йс я тем, что, с целью улучшения нефтевытесняющих свойств состава и снижения коррозионной активности за счет образования кислотноуглеводородной эмульсии, он дополнительно содержит углеводород и смесь полиэтиленгликолевых эфиров моно- и диалкипфенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов, мас, ч:
Соляная кислота 5,6-10,7
МЛ-72 или МЛ-80 0,01 — 0,5
Углеводород 33-50
ОП-10 0,2-0,5
Вода Остальное
Таблица!
Нрн- (., Х расслоения эмульсии от
Состав эмульсии, об,й мер
ИЛ- 72 ((01-80) ! 20 времени,ч
4 24
Иэнестные
1 ЬО
11,3
88,7
5,4
2 60 100
3 60
28,8
16,5
83,0
0,5
l8,8
24,2
4 60 21>4
Предлагаемы
77,6
56:44
1>О
29,7
0,01 44,35 20,6
5 26
60 49,9
5,65 0,1
6 21
7 ° 7
60 59,8
7 21
44,3
0,01
5 7
0,2
11,3 22>5 40:60
71,0
13,4
8,9 37:63
5,7
49,5
О,OI 44,3 4,5
80,9
8 24
33 7,1 05 001 594
10,6
9 24
33 7> l 0 2 O 01 59 ° 7
27
10 24
9,5
50 10,7 0,2 0,01 39,1
ЬО
5, 1
7,5
l 1 20
7,3
3,7 7,0 44(66 80,3
60 49 5 10 7 О 5
12 26
0,01 39,3
5,7
49,3 5,6 0,5 0,2 44,4
40:60 87,0
l3 20
490560505444
44:56 89,6
32 (0,5) 44,4 50
99,0
0,5
39:61
0,4
44,4 50.
99,0
0,5
i38(62
36:64
44,4
81,4
0,5
0,3
44,4 18
39,3 3,4
17 60
85,5
48,5 5,6
0,5
1,0
87,1
0,5
0,5 (О, 5) (0,5) 39,3 7,8
82,7
62,0 50
44,4 30
20 60 33 7,0
2l 60 49,9 5,6
1,0 (О, 1) 47(53 88
Н р и м е ч а н и е. В скобках даны количества неонола (пример 21) и ИЛ-80 (прнмеры 14, 19) НеФть> 1(Cl раку к>ечник
14 60 49,0 5,6
15 60 49, 1 5,6
16 60 49,2 5,6
18 60 49,0 10,7
19 60 49,0 10,7
ОИ-(0 (неон ол ) Состав образцов,Х
ЛСПО:
:СаСо.
59:41
100. 0
59: 41
38:62
41(59
41(59
2 расзворення образна
1684487
Табия
ВяэГ
Состав эмульсии, об.й р, кг/си>
Пример че лво остаток нефти
ИЛ-72 (НЛ-ВО) НС1
Нефть, рак уНэо вечник
50,8
Предла гаемые
5,65 0,2 0>01 44>25 60 О ° 2
85 1 l7 9
5О
2 49>В 565 02 01
3 49 3 S>65 0 5 0,2
50,0
44 25 ЬО О 2
52, f
44,35
60 0>2
60 02
565 05 05
5,65 0,5 (0,5) 55,1
> °
56,1
60 0,2
Ь 490 107 05 05 39>3 60 02
81,2
55,8
7490560505
100
44 ° 4 60 0,2
8 49,3 5 ° 65 0,5 О ° 2 44,35 60 0,5 30,3
100 2
° I
5,65 0,5 0,2
5,65 0,5 0,2
100
1 S
11 49 3 5 65 О 5 О 2
60 0,5 29,6 l 7,9
5,65 0,5 О ° 2
5,65 0,5 0,2
5,65 0,5 О ° 2
100
44,35 60 0,2
1,0
27,4
100
1,0
39, 7 100
l 2 I,3
l,0
17,9
558 60 О 2 485
44э35 60 57>5 70
1,0
15 33
10,7 0,5
16 49>9 5,65 (0,1) 17,9
Нэвестные
5,65 0,5
17,9
57,1
38,6
93,85 60 0,5
94,25 60 0,5
88,8 60 0,5
17,9
58,5
33,7
0,1
47,8
17,9
0,5
59,9
45,6 1
0,5
781 60 10 545
17,9
Ф
Гаэовьэ! бенэин.
Твблицв3
Состав эмульсии, 2
Конденсат НСI ОП-10 Н О
Поровых объемов
Первоначальная проницаемость>мки эмульсии
0,2 44>4
О, 1 32,7
8,2
49 ° 3 5,6
0,5
5,9
33,0
10 ° 7 О ° 5
5,65 0,5
15,6
15,1
0>5 44,35 5,2
7,07
5,6
0,5
19,0
18,5
5,6
43i 3
0,5
10,3
17,2
1,5
1 00
8,7
6,1
П р н и е ч а н н е. Кери вась|кают нефтью с вяэкостью 17 ° 9 НПв ° с
Составитель Н.Снасская
Техред М.Моргентал Корректор Т.Палий
Редактор С.Лисина
Заказ 3493 Тираж Подписное
8НИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР
113035, Москва, Ж-35. Раушская наб., 4/5
Производственно-издательский комбинат "Патент", r Ужгород, ул. Гагарина, 101
4 49,0
5 49>0
9 49>3
10 49,3
>2 49,3
13 49,3
l4 49,3
18
19
20.
49,0
49,3
5,65
10, 7
21 ° 4
ОП-10 (неонол) 44,35
44,35
44,35
44,45
44,35
44,35
44,35
0,2 44,4
0,2 44,4
60 05
60 0,5
40 0,2
20 0,2
4,о2 водой
60 С
37,5
37,2
63,0
56,0
86,4
90,0
73 поролык обьемов эмульсии кость нефти я корне, ННа ° с
