Способ повышения эффективности нефтевытеснения неионогенных маслорастворимых поверхностно-активных веществ

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам повышения эффективности нефтевытеснения неионогенных маслорастворимых поверхностно-активных веществ. Целью изобретения является улучшение нефтевытесняющих свойств неионогенных поверхностно-активных веществ /НПАВ/ и композиций на их основе. Поставленная задача достигается введением в раствор НПАВ для повышения нефтеотдачи добавки высокоминерализованной природной и/или искусственной воды(рассола), в том числе сточной воды месторождения, с минерализацией не менее 100 г/дм³ или плотностью не ниже 1,10 кг/дм³. Способ применим для растворов оксиэтилированных алкилфенолов со степенью оксиэтилирования, равной 4 - 12, и композиции на их основе. Способ повышения неиногенных маслорастворимых ПАВ может быть применен в технологиях повышения нефтеотдачи с использованием НПАВ на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений. 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с использованием химических реагентов.

Известны способы повышения эффективности неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) в процессах повышения нефтеотдачи, основанные на применении химических реагентов (М.Л.Сургучев "Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов". М. Недра, 1985; А.Т.Горбунов, Л.Н.Бученков "Щелочное заводнение". М. Недра, 1989).

Недостатком известных технических решений является недостаточная технологическая и экономическая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является техническое решение, основанное на применении НПАВ и минерализованной воды (Патент РФ N 1445295, кл. E 21 B 43/22).

Недостатком его является недостаточная технологическая и экономическая эффективность.

Целью изобретения является улучшение нефтевытесняющих свойств неионогенных поверхностно-активных веществ и композиций на их основе при одновременном снижении их концентрации.

Поставленная цель достигается тем, что в известном составе, включающем маслорастворимый НПАВ и минерализованную воду, в качестве неионогенных маслорастворимых поверхностно-активных веществ используют оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования, равной 5 12, а в качестве минерализованной воды минерализованную воду с содержанием солей не ниже 100 кг/м³ или с плотностью не менее 1100 кг/м³. В качестве НПАВ в завляемом способе используют оксиэтилированные алкилфенолы марки "Неонол" (ТУ 38.50724-87) со степенью оксиэтилирования, равной 5 12, и композиции на их основе. В способе используют минерализованные воды (рассолы) природного и искусственного происхождения с минерализацией не менее 100 кг/м³ или с плотностью не ниже 1100 кг/м³.

Способ повышения эффективности НПАВ позволяет снижать поверхностное натяжение с 0,1 0,05 мН/м до 0,02 0,002 мН/м, т.е. уровня, достаточного для доотмыва остаточной нефти, причем при концентрациях существенно меньших, чем концентрации НПАВ в прототипе. Данный уровень поверхностной активности достигается в заявляемом способе при концентрации ПАВ, равной 2 3% а в прототипе концентрация ПАВ составляет 5 20% Эффективность достигается следующим способом. Вытеснение остаточной нефти из пласта определяется степенью снижения поверхностного натяжения на границе нефть/вода. Введение в раствор НПАВ рассола позволяет до 10 раз снизить межфазное натяжение на границе нефть/вода, способствует образованию с нефтью среднефазных микроэмульсий и снижению сорбции НПАВ на карбонатной породе коллектора месторождения. Образование среднефазных микроэмульсий, низкие межфазные натяжения и низкие сорбционные потери способствуют формированию в пласте водонефтяного вала и повышению эффективности применения НПАВ. Механизм действия добавки рассола заключается в изменении свойств мицелл НПАВ при увеличении минерализации раствора. Кроме того, предлагаемый способ позволяет упростить и удешевить приготовление и закачку растворов НПАВ и экономит пресную воду.

Способ повышения эффективности НПАВ может быть применен в составах и способах повышения нефтеотдачи с использованием НПАВ на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений.

Эффективность способа определяют экспериментально по нижеописанным методикам. Результаты исследований приведены в табл. 1 4.

Пример 1 Нефтевытесняющее действие композиции НПАВ определяется, главным образом, степенью снижения поверхностного натяжения на границе нефть/вода. В табл. 1 приведены результаты измерения межфазного натяжения при различных уровнях добавки рассола в раствор НПАВ. В качестве рассола использовали сточную воду Арланского месторождения (плотность 1157 кг/м³, минерализация 220 кг/м³). Измерение поверхностного натяжения проводили с помощью спининг-дропп тензиометра на границе с нефтью Арланского месторождения. Как видно из данных табл. 1, увеличение минерализации раствора НПАВ за счет добавления рассола приводит к снижению до 10 раз межфазного натяжения на границе нефть/раствор НПАВ.

Пример 2 Важными характеристиками растворов НПАВ для нефтевытеснения является совместимость и тип растворов НПАВ. Для закачки в нефтяной пласт могут быть применены только совместимые (нерасслаивающиеся при стоянии) растворы НПАВ. Тип раствора НПАВ также влияет на эффективность нефтевытеснения. Дисперсии НПАВ имеют большую нефтевытесняющую способность, чем прозрачные (мицелярные) растворы. Данные табл. 2 показывают, что введение в состав раствора рассола расширяет область существования стабильных дисперсий НПАВ.

Пример 3 Важным параметром, характеризующим нефтевытесняющую активность ПАВ, является фазовое поведение в системах нефть/раствор ПАВ, что связано с высокой нефтевытесняющей способностью микроэмульсии (так называемой среднефазной микроэмульсии), образующейся при контакте нефти и растворов ПАВ непосредственно в пласте. Исследование фазового поведения проводили по следующей методике. Равные объемы нефти и раствора НПАВ приводили в контакт до достижения фазового равновесия при пластовой температуре, после чего визуально определяли тип и объемы образующихся фаз. В табл. 3 приведены результаты исследования влияния добавок рассола на фазовое поведение НПАВ в условиях Арланского месторождения. Добавление рассола способствует образованию и росту объемной доли среднефазной микроэмульсии в системе нефть/раствор НПАВ, что указывает на рост активности НПАВ.

Исследование сорбции НПАВ проводили в статических условиях. Для этого навеску в 3 г экстрагированного спирто-бензольной смесью дезинтегрированного керна встряхивали с 15 см³ раствора НПАВ до достижения сорбционного равновесия. В работе использовали карбонатный керн Арланского месторождения (каширо-подольские отложения). Результаты эксперимента представлены в табл. 4. Адсорбция НПАВ на карбонатной породе первоначально увеличивается с ростом концентрации НПАВ и достигает максимального значения. В высокоминерализованных растворах НПАВ после достижения максимальных значений сорбция уменьшается и стремится к нулю (по мере дальнейшего роста концентрации НПАВ). Таким образом, применение при приготовлении раствора НПАВ добавок рассола способствует снижению сорбционных потерь при концентрации НПАВ выше 1 1,5% Применение способа повышения нефтевытесняющей эффективности маслорастворимых НПАВ в нефтедобывающей промышленности позволяет: повысить эффективность извлечения нефти из коллекторов месторождений при применении технологий повышения нефтеотдачи с применением НПАВ; уменьшить потребление пресной воды для приготовления растворов НПАВ; снизить затраты на повышение нефтеотдачи с применением НПАВ; улучшить охрану окружающей среды.

Формула изобретения

Способ повышения эффективности нефтевытеснения неионогенных маслорастворимых поверхностно-активных веществ путем смешения их с минерализованной водой, отличающийся тем, что в качестве неионогенных маслорастворимых поверхностно-активных веществ испольуют оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования, равной 5 12, а в качестве минерализованной воды минерализованную воду с содержанием солей не ниже 100 кг/м³ или с плотностью не менее 1100 кг/м³.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2