СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (ВАРИАНТЫ)
COMPOSITION FOR INCREASE OF OIL RECOVERY OF FORMATIONS (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью.
Известны составы для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора на основе соляной кислоты (пат. RU 2100587, E21B 43/27, 1997; пат. RU 2106487, E21B 43/27, 1998; пат. RU 2204708, E21B 43/27, 2003; пат. RU 2293101, E21B 43/27, 2007, пат. RU 2307149, C09K 8/74, 2007), содержащие поверхностно-активные вещества. Недостатками этих составов являются высокая скорость растворения карбонатов при высоких температурах, что снижает глубину обработки пласта, при использовании жидких кислотных составов возникают проблемы с приготовлением составов и дополнительные расходы при транспортировке и хранении данных составов.
Известна композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту (пат. RU. 2110679, E21B 43/27, 1998;). Композиция, кроме снижения скорости реагирования кислотного состава с породой, повышает приток нефти в добывающие скважины и увеличивает приемистость добывающих и нагнетательных скважин. Однако состав имеет недостаточно высокую нефтевытесняющую способность.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 0.13-0.8 мас.% оксиэтилированного алкилфенола, 0.05-0.33 мас.% дидецилсульфосукцината натрия или алкансульфоната натрия, 1.0-2.0 тетрабората натрия, 1.0-2.0 борной кислоты и воду - остальное (пат. RU 1228543, кл. E21B 43/22, 1984). Состав обеспечивает повышение нефтеотдачи только при высоких пластовых температурах, причем его нефтевытесняющая способность увеличивается с повышением температуры. Растворы являются маловязкими, в результате чего может возникнуть вязкостная неустойчивость фронта вытеснения и прорыв закачиваемого флюида в добывающие скважины. Кроме того, состав имеет температуру замерзания в пределах 0 - минус 1°C.
Задачей изобретения является создание для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором эффективных вытесняющих составов на основе ПАВ, позволяющих повысить эффективность нефтевытеснения не только за счет нефтевытесняющих свойств составов, но и за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при тепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой. За счет регулируемой вязкости и плотности эти составы могут обеспечивать модификацию профиля заводнения.
Технический результат - возможность использования состава как при высокой пластовой температуре или при тепловом воздействии, так и при низкой пластовой температуре, понижение температуры замерзания состава, повышение коэффициента вытеснения высоковязкой нефти за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора и модификации профиля заводнения.
Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий неионогенное и анионактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, борную кислоту и воду, отличающийся тем, что содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин или дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%:
комплексный ПАВ
или смесь НПАВ и АПАВ
1.0-4.0
борная кислота
1.0-15.0
глицерин
10.0-90.0
вода
остальное
или
комплексный ПАВ
или смесь НПАВ и АПАВ
1.0-4.0
борная кислота
1.0-15.0
глицерин
10.0-90.0
карбамид
5.0-10.0
вода
остальное
Введение глицерина в состав приводит к образованию кислой среды с pH от 1.9 до 5.0 ед. pH, что позволяет ей вступить в реакцию с карбонатной породой, но за счет вязкости системы реакция растворения карбонатной породы имеет невысокую скорость. Варьируя соотношения компонентов состава, можно регулировать растворяющую способность состава по отношению к карбонатному коллектору. Кроме того, введение глицерина в состав снижает температуру замерзания состава, увеличивает его вязкость и плотность, улучшает совместимость с минерализованными пластовыми водами. Предлагаемый состав оказывает комплексное воздействие на месторождение, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения.
3
Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Технический глицерин - отход получения биотоплив, его ориентировочный состав: глицерин - 80÷82%; вода - 10÷45%; NaCl - 5÷7%, плотность при 20°C - 1,27 г/см.
Введение в состав карбамида позволяет снизить температуру застывания состава, увеличить плотность растворов, улучшить совместимость ПАВ с минерализованными пластовыми водами. При повышенных пластовых температурах происходит гидролиз карбамида и в пластовых условиях образуется аммиачно-боратная буферная система, что позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи как за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора, так и за счет повышения нефтевытесняющей способности состава. Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида и нейтрализации карбонатной породы углекислый газ вызывает снижение вязкости нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы. Варьируя концентрации компонентов состава, можно получить растворы с заданной плотностью и вязкостью, совместимые с минерализованными пластовыми водами, для различных геолого-физических условий месторождений.
Состав содержит или комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного (АФ9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1.
Физико-химические свойства состава с различными соотношениями компонентов приведены в таблице 1. Плотность растворов определяют пикнометрическим методом, вязкость - вибрационным методом с использованием вискозиметра «Реокинетика», измерения проводят при температурах 20°C, pH растворов определяют потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода.
Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к карбонатным породам определяют по скорости реакции растворов с мрамором гравиметрическим методом. Определяют массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещают их в стеклянные ячейки, заливают раствором и выдерживают в воздушном термостате при 20, 50 и 90°C в течение 20 часов. Затем после опыта куски мрамора промывают и после просушки взвешивают. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывают по формуле:
p
0
V=(m-m)/(S·τ).
p
где V - скорость реакции, г/м·ч;
0
m - масса куска мрамора до проведения опыта, г;
m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;
2
S - площадь куска, м;
τ - время опыта, ч.
Результаты испытаний растворяющей способности состава приведены в таблице 2. Приводим примеры конкретных составов.
Пример 1. К 870.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г борной кислоты и 100.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 10.0 мас.% борной кислоты, 10.0 мас.% глицерина дистиллированного и 87.0% воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2.
Пример 2. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты и 30.0 г пресной воды добавляют к 900.0 г глицерина технического. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 5.0 мас.% борной кислоты, 90.0 мас.% глицерина технического и 3.0% воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2.
Пример 3. К 700.0 г глицерина дистиллированного добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г борной кислоты и 180.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 10.0 мас.% борной кислоты, 70.0 мас.% глицерина дистиллированного и 18.0% воды. Проводят исследования влияния закачки состава на фильтрационные характеристики: подвижность, скорость фильтрации и вытеснение нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из линейной модели пласта, растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований приведены в таблицах 1, 2 и на фиг. 1.
Пример 4. 10.0 г Нефтенола ВВД, 150.0 г борной кислоты добавляют к 840.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 15.0 мас.% борной кислоты и 84.0 мас.% глицерина дистиллированного. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2.
Пример 5. К 380.0 г пресной воды добавяют 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты 50.0 г карбамида и 500.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 5.0 мас.%  борной кислоты, 5.0% карбамида, 50.0 мас.% глицерина дистиллированного и 38.0% воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2.
Пример 6. 40.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 50.0 г карбамида и 110.0 г пресной воды добавляют к 700.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0 мас.% Нефтенола ВВД, 10.0 мас.% борной кислоты, 5.0% карбамида, 70.0 мас.% глицерина дистиллированного и 11.0% воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1,2.
Пример 7. К 500.0 г глицерина технического добавляют 20.0 г АФ9-12, 10.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 320.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% АФ9-12, 1.0 мас.% волгоната, 5.0 мас.% борной кислоты, 10.0 мас.% карбамида, 50.0 мас.% глицерина технического и 32.0% воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.
Пример 8. 20.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 80.0 г пресной воды добавляют к 700.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 10.0 мас.% борной кислоты, 10.0 мас.% карбамида, 70.0 мас.% глицерина дистиллированного и 8.0% воды. Проводят исследования влияния закачки состава при 20, 90 и 120°С на фильтрационные характеристики: подвижность, скорость фильтрации и доотмыв нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из линейной (фиг. 1) и неоднородной (фиг. 2) нефтенасыщенной модели пласта в условиях, моделирующих пластовые, и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований приведены в таблицах 1, 2 и на фиг. 1, 2.
Эффективность применения предлагаемых составов изучают в процессе доотмыва остаточной нефти из линейной и неоднородной модели пласта - одной либо двух параллельных колонок с различной проницаемостью в условиях, моделирующих либо естественный режим разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения при температуре 20-24°С, либо площадную закачку горячей воды в области температур 90-120°С.
2
в
Через каждые 5-15 минут замеряют температуру, давление на входе и выходе из колонок, объемы втесненной нефти и воды из каждой колонки. По полученным данным рассчитывают градиент давления grad P, атм/м, скорость фильтрации V, м/сут, подвижность жидкостей k/μ, мкм/(мПа·с), и коэффициент вытеснения нефти водой и композициями К, %. Проводят также измерения pH, вязкости и концентрации в водной фазе карбамида, являющегося компонентом композиций.
2
Используют насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала или мрамора, пресную воду или модель пластовой воды Усинского месторождения с минерализацией 62.1 г/л и дегазированную нефть Усинского месторождения (термостабилизированная нефть с добавлением 30% керосина). Проницаемость моделей находилась в пределах от 0.347 до 1.749 мкм, проницаемость параллельных колонок различалась в 2.7 раза. Время термостатирования составляло 15-18 часов, противодавление - 12-18 атм.
2
2
2
В линейную нефтенасыщенную модель пласта, представленную дезинтегрированным мрамором, с исходной газопроницаемостью 0.347 мкм при температуре 24°C и противодавлении 12 атм закачивают последовательно: 8.2 поровых объема модели пластовой воды Усинского месторождения с минерализацией 62.1 г/л, 0.515 поровых объемов состава 3, содержащего 2 мас.% нефтенола ВВД, 10 мас.% борной кислоты, 70 мас.% глицерина дистиллированного, воду - остальное, и оставляют на 18 часов на реакцию, после прокачивают 34.4 поровых объема модели пластовой воды, фиг. 1. После закачки состава 3, фиг.1, абсолютный коэффициент нефтевытеснения увеличился с 12.0 до 23.4%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил 11.4%. При этом градиент давления увеличивался после закачки композиции с 8.0 до 110-111 атм/м, с последующим постепенным снижением до 4.5 атм/м, подвижность после закачки состава 3 снизилась с 0.07 до 0.003 мкм/(мПа·с), с последующим постепенным увеличением до 0.025 мкм/(мПа·с).
2
2
При последующем повышении температуры до 90°C, фиг. 1, после закачки 0.51 поровых объема состава 3, наблюдалось снижение градиента давления до 3.3-4.5 атм/м и увеличение подвижности до 0.12-0.14 мкм/(мПа·с), без дополнительного нефтевытеснения. При повышении температуры до 120°C, фиг. 1, после закачки 0.50 поровых объемов состава 8, содержащего 2 мас.% нефтенола ВВД, 10 мас.% борной кислоты, 10 мас.% карбамида, 70 мас.% глицерина дистиллированного и воду - остальное, величина градиента давления находилась на уровне 3.3-4.5 атм/м, подвижность увеличилась 0.15-0.19 мкм/(мПа·с), абсолютный коэффициент нефтевытеснения увеличился с 23.4 до 28.6%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил 5.2%, фиг. 1.
2
В неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с карбонатным коллектором с исходной газовой проницаемостью колонок 1.749 и 0.647 мкм при 20-24°C, фиг. 2, закачивают модель пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 62.1 г/л) в объеме 3.7 объема пор. Среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях при вытеснении нефти водой было 10:1. Коэффициент вытеснения нефти водой составил по первой колонке - 52.3%, по второй - 25.3%, фиг.2, в среднем по модели 39.6%.
После вытеснения нефти осуществляют закачку 0.52 поровых объемов состава 8, содержащего 2 мас.% нефтенола ВВД, 10 мас.% борной кислоты, 10 мас.% карбамида, 70 мас.% глицерина дистиллированного и воду - остальное, выдерживают 17 часов и продолжают закачку воды до полной обводненности продукции на выходе из колонок. Всего было прокачано 6.1 порового объема пластовой воды, при этом через первую колонку прошло 4.9 поровых объема, через вторую - 7.3 поровых объема, то есть произошло перераспределение фильтрационных потоков, среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях стало 1:1.3 (было 10:1). Градиент давления увеличился после закачки состава с 4.1 до 108-110 атм/м, с последующим постепенным снижением. Коэффициент вытеснения нефти водой и составом составил по первой колонке 61.7%, по второй - 49.5%, фиг. 2, в среднем по модели - 55.9%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил по первой колонке 9.3%, по второй - 24.2%, в среднем по модели - 16.3%.
При последующем повышении температуры до 90°C, фиг. 2, после закачки 0.51 поровых объема состава 8, наблюдалось снижение градиента давления и увеличение подвижности, среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях стало 1:3, без дополнительного нефтевытеснения.
При повышении температуры до 120°C, фиг. 2, после закачки 0.52 поровых объемов состава 8, выдержке и последующей закачке воды произошло дополнительное вытеснение нефти из более низкопроницаемой модели: абсолютный коэффициент нефтевытеснения увеличился с 49.5 до 60.7%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил 11.2%, фиг. 2. Абсолютные коэффициенты нефтевытеснения - 61.7 и 60.7%, в среднем по модели 61.4%.
Таким образом, предлагаемый состав оказывает комплексное воздействие на месторождение, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения.