Композиция для повышения нефтеотдачи пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к композициям для повышения нефтеотдачи пласта и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта. В основу настоящего изобретения положена задача - создать композицию для повышения нефтеотдачи пласта и(или) обработки призабойной зоны пласта, включающую анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) и неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), где в качестве АПАВ она содержит нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580, а в качестве НПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и дополнительно содержит растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%: нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580 5-90; оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 5-90; растворитель остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к композициям для повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта.

Известна поверхностно-активная композиция ВПС-4 для повышения нефтеотдачи пласта, включающая синтетические алкилбензолсульфонаты, полиоксиэтиленалкилфенолсульфонаты, полиоксиэтиленалкилфенолы, углеводород и воду (см. а.с. N 1487553, МКИ Е 21 В 43/22, 1992).

Известная композиция обладает следующими недостатками: низкой эффективностью нефтевытеснения; высоким содержанием углеводородов; невозможностью использования в высокоминерализованных водах.

Известен состав для вытеснения нефти из пласта, включающий неонол АФ9-4, анионное поверхностно-активное вещество, жидкий углеводород и воду (см. а.с. N 1668642, МКИ Е 21 В 43/22, 1991).

Недостатком данного состава является возможность его применения лишь в том случае, если минерализация водной фазы не более 17 г/л, а суммарное содержание солей жесткости до 1,3 г/л.

Известен состав для обработки призабойных зон нефтяного пласта, включающий сульфонол, толуолсульфонат натрия, синтетические углеводороды фракции 190-340^oC, воду (см. а.с. N 1601355, МКИ Е 21 В 43/22, 1990).

Недостатком известного состава является невысокая эффективность вследствие невозможности использования состава в высокоминерализованных водах, а также необходимости его разогрева перед применением из-за высокой вязкости и температуры застывания.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому эффекту является композиция для повышения нефтеотдачи пластов, содержащая сульфонол, полиэтоксилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 4 и воду с минерализацией до 40 кг/м³ (см. а.с. N 1452245, МКИ Е 21 В 43/22, 1992).

Данному способу присущи следующие недостатки: относительно низкая эффективность нефтевытеснения; невозможность использования в высокоминерализованных водах (более 40 кг/м³); нестабильность композиции при транспортировке и хранении.

В основу настоящего изобретения положена задача создать композицию для повышения нефтеотдачи пласта и(или) обработки призабойной зоны пласта, позволяющую при использовании повысить эффективность обработки призабойной зоны, коэффициент нефтевытеснения, а также обладающую возможностью использовать ее и в высокотемпературных пластах и в условиях различной минерализации пластовых вод.

Задача решается тем, что композиция для повышения нефтеотдачи пласта и(или) обработки призабойной зоны пласта, включающая анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) и неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), в качестве АПАВ содержит нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580, а в качестве НПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и дополнительно содержит растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.

Нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580 5-90 Оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 5-90 Растворитель Остальное В качестве нефтяных сульфонатов с эквивалентной массой от 400 до 580 могут быть использованы, например, натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно:
сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84, или эмульгаторы, например СМДУ-2 по ТУ 38 101546-75 и др.

сульфонаты натрия нефтяные, например ТУ 38.50729-88, нефтяной сульфонат марки НL фирмы Витко Кэмикл (США).

В качестве синтетических сульфонатов могут быть использованы, например, алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензол сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 390, согласно ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87.

В качестве оксиэтилированных алкилфенолов могут быть использованы, например, реагенты
ОП-10 оксиэитилированный алкилфенол, представляющий собой продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, ГОСТ 8433-81;
неонолы АФ9-10, АФ9-12 оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, ТУ 38.507-63-171-91;
превоцел NG-12 смесь оксиэтилированного изононилфенола на основе полимеров пропилена и продукта присоединения окиси этилена к пропиленгликолю, продукт фирмы БУНА;
неонолы α-12, α-14 оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе α-олефинов, ТУ 38.507-63-0302-93.

В качестве растворителя могут быть использованы, например, низкомолекулярные спирты: изобутиловый (ИБС) или изопропиловый спирты (ИПС), ГОСТ 9805-76 и ГОСТ 6016-77, каждый соответственно;
остатки кубовые производства бутиловых спиртов (КОПБС), ТУ 38.102167-85;
реагент САНАР-101, содержащий не менее 60% низкомолекулярных спиртов, ТУ 2069635-8-92;
смеси КОПБС и реагента САНАР-101 или смеси ИПС (ИБС) с КОПБС или САНАР-101 при соотношении (8:1)-(1:8).

Использование нефтяных (НС) или синтетических сульфонатов (СС) отдельно вне состава возможно лишь в водах, содержащих не более 10 кг/м³ растворимых солей при отсутствии солей жесткости. В присутствии солей жесткости растворимость АПАВ существенно снижается.

Введение в состав НПАВ позволяет устранить этот недостаток и придает композиции в условиях вод различной минерализации (до 300 г/л) способность при контакте с нефтью образовывать среднефазные микроэмульсии, находящиеся в равновесии с водной и углеводородной фазами, в результате чего могут быть сильно снижены капиллярные и вязкостные силы, удерживающие остаточную нефть.

Введение в композицию растворителя повышает ее стабильность и однородность, способствует увеличению поверхностной активности композиции в условиях высокоминерализованных вод и высоких температур, а также увеличивает скорость формирования среднефазных микроэмульсий. Кроме того, введение растворителя улучшает технологические показатели композиции и снижает температуру застывания и вязкость.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать композицию для эффективного нефтевытеснения и(или) обработки призабойной зоны в условиях вод различной минерализации.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при использовании для повышения нефтеотдачи пластов и(или) обработки призабойной зоны.

Композицию готовят простым смешением компонентов. Такая композиция стабильна, обладает невысокой вязкостью, большой солюбилизирующей способностью, ультранизким межфазным натяжением, низкой температурой застывания, способствует образованию микроэмульсионной фазы при контакте с нефтью. Данная композиция может быть приготовлена на устье скважины или в условиях промышленного производства с последующей транспортировкой к месту использования. В зависимости от условий месторождения, его геологического строения подбирают композицию варьированием содержания компонентов и величиной минерализации воды, которой композицию будут разбавлять до нужной концентрации перед применением. Композиция разбавляется водой в объемном соотношении 1:(12-19).

Для повышения нефтеотдачи пластов и(или) обработки призабойной зоны пласта закачивают различные объемы заявляемой композиции, так как для отмыва нефти из удаленной зоны пласта требуется большее количество композиции, чем для обработки призабойной зоны. Обработку призабойной зоны пласта и отмыв нефти в пласте производят традиционными методами с использованием стандартного оборудования.

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности нефтевытеснения и(или) обработки призабойной зоны с использованием предлагаемой композиции и состава-прототипа.

Пример 1.

Берут 30 г нефтяного сульфоната с молекулярной массой 420 (петронат НL), к которому добавляют 35 г неонола АФ9-12 и 35 г растворителя (смесь КОПБС с САНАР 101 при соотношении 1:1). Данную смесь перемешивают до однородной массы. Затем полученную композицию разбавляют минерализованной водой (минерализация до 300 г/л) в соотношении 1:16 (см. табл. 1, опыт 1).

Аналогичным образом, варьируя соотношение компонентов, готовят и другие составы (см. табл. 1, опыты 2-19).

Приготовленная композиция без разбавления водой испытывается на вязкость, температуру застывания, устойчивость в воде с минерализацией 300 г/л и 25 г/л при температуре 65^oC. Композиции, разбавленные водой, испытывают на способность образовывать микроэмульсионную фазу.

Полученные данные по определению физико-химических свойств предлагаемой композиции и состава по прототипу приведены в табл. 1.

Как видно из приведенных данных, предлагаемая композиция по всем показателям превосходит состав по прототипу.

Эффективность применения композиции оценивают по следующим показателям: изменению проницаемости призабойной зоны по воде до и после закачки предлагаемой композиции, а также по абсолютному приросту коэффициента нефтевытеснения.

Эксперименты проводят на однородных линейных моделях пласта диаметром 0,018 м и длиной 0,4 м, заполненных молотым кварцевым песком. Модель насыщают пластовой водой с минерализацией 300 г/л в количестве 3 (п.о.), затем воду вытесняют нефтью, а нефть вытесняют закачиваемой водой до достижения предельной обводненности проб жидкости, выходящих из модели пласта. При этом конечный коэффициент нефтевытеснения достигает 64-71% Затем в модель закачивают предлагаемую композицию в количестве 3 п.о. вытесняющей жидкости, а затем воду в количестве 4 поровых объема и определяют конечный коэффициент нефтевытеснения и проницаемость модели до и после обработки предлагаемой композицией.

Пример 2 (прототип).

В модель пласта закачивают состав, состоящий из 5,0 г сульфонола, 5,0 г ОП-4 с добавлением 90 г воды с минерализацией 300 г/л. Проницаемость изменяется незначительно, а абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 3% (см. табл. 2, опыт 1, состав 20).

Пример 3.

Аналогично примеру 2, только в смесь ПАВ добавляют воду с минерализацией 25 г/л и испытание проводят при температуре 65^oC. Проницаемость возрастает в 1,34, а абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 19% (см. табл. 2, опыт 2, состав 21).

Пример 4 (заявленный состав).

Закачивают состав N 1 (см. табл. 1, состав 1), приготовленный на воде с минерализацией 300 г/л. Проницаемость модели возрастает в 1,8 раза, а абсолютный прирост нефтевытеснения составляет 29,5% (см. табл. 2, опыт 3).

Пример 5.

Закачивают состав N 9 (см. табл. 1, состав 9), приготовленный на воде с минерализацией 25 г/л. Проницаемость модели возрастает в 1,44 раза, а абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 20% (см. табл. 2, опыт 11).

Аналогично испытаны композиции с другими составами (см. табл. 2, опыты 3-10).

Как видно из данных табл. 2, использование предлагаемой композиции позволяет существенно повысить коэффициент нефтевытеснения и увеличить эффективность обработки призабойной зоны пласта.

Использование заявленной композиции позволяет по сравнению с прототипом
увеличить эффективность обработки призабойной зоны;
повысить коэффициент нефтевытеснения;
использовать композицию в условиях различной минерализации пластовых вод;
готовить композицию в условиях промышленного производства, хранить ее длительное время и транспортировать к месту назначения в любое время года;
утилизировать отходы производства;
использовать в пластах с различными температурами (в том числе в высокотемпературных). ТТТ1

Формула изобретения

Композиция для повышения нефтеотдачи пласта, содержащая анионное поверхностно-активное вещество и неионогенное поверхностно-активное вещество, отличающаяся тем, что композиция дополнительно содержит растворитель, в качестве анионного поверхностно-активного вещества нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 при следующем соотношении компонентов, мас.

Нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580 5 90
Оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 5 90
Растворитель Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3