Состав для увеличения нефтеотдачи пластов
COMPOSITION FOR ENHANCED OIL RECOVERY

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.
Известен состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий оксиэтилированный алкилфенол, тетраборат натрия и воду (Пат. №1169403, МПК E21B 43/22). Состав обеспечивает максимальную буферную емкость в области рН 9. Однако низкая температура помутнения оксиэтилированного алкилфенола в составе не позволяет использовать его для пластов с высокой пластовой температурой, кроме того, состав замерзает при температурах 0 - минус 0.6°C.
Известен состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин и карбамид (Пат. №2572439, МПК C09K 8/584). Состав совместим с минерализованными пластовыми водами и обеспечивает выравнивание профиля заводнения. Однако состав неприменим для пластов с высокой пластовой температурой, так как имеет низкую температуру помутнения ПАВ в растворе. Для повышения температуры помутнения необходимо значительно увеличивать содержание карбамида в составе, что экономически нецелесообразно.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ, 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. №1228543, кл. E21B 43/22, 1984). Состав обеспечивает повышение нефтеотдачи при высоких пластовых температурах, причем его нефтевытесняющая способность увеличивается с повышением температуры. Однако этот состав можно использовать только для пластов с температурой до 100°C. Кроме того, из-за низкой растворимости в воде тетрабората натрия и борной кислоты состав имеет невысокую буферную емкость. При контакте с пластовыми водами высокой минерализации может происходить выпадение осадков гидроксидов и солей жесткости. Состав имеет температуру замерзания в пределах 0 - минус 1°C, растворы являются маловязкими, в результате чего может возникнуть вязкостная неустойчивость фронта вытеснения и прорыв закачиваемого флюида в добывающие скважины.
Задачей изобретения является создание для условий месторождений высоковязких нефтей с высокой минерализацией пластовых вод эффективных вытесняющих составов на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) с высокой буферной емкостью в интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Эти составы должны иметь низкую температуру замерзания, быть совместимыми с минерализованными пластовыми водами и должны обеспечивать выравнивание профиля заводнения или паротеплового воздействия.
Технический результат - увеличение буферной емкости предлагаемого состава в оптимальном для нефтевытеснения интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью, за счет этого состав сохраняет в пласте высокую эффективность при вытеснении нефти в течение длительного времени.
2
4
7
2
Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, борную кислоту, тетраборат натрия (буру NaBO⋅10HO) и воду, в качестве ПАВ содержит комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ (неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1 и дополнительно содержит карбамид и глицерин при следующем соотношении компонентов, % мас:
Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или
смесь неионогенного ПАВ (неонола АФ 9-12,
или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ
(волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1
1.0-4.0
борная кислота
1.0-10.0
тетраборат натрия (бура Na<sub>2</sub>B<sub>4</sub>O<sub>7</sub>⋅10H<sub>2</sub>O)
1.0-10.0
карбамид
5.0-10.0
глицерин
10.0-70.0
вода
остальное
Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД - частично сульфированный неонол АФ 9-12, смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%), представляет собой подвижную коричневую жидкость. Выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» г. Москва по ТУ 2483-015-17197708-97.
NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой прозрачные маслянистые жидкости от бесцветного до светло-желтого цвета.
2
2
n
9
12
Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим» г. Нижнекамск по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CHCHO)H, где Ar - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С-С, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.
2
11
18
Волгонат выпускается Волгоградским ОАО «Химпром» по ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SOONa с длиной цепи алкильного радикала R С-C, полученного из н-парафинов.
n
2n+1
6
4
3
Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. Я.М. Свердлова г. Дзержинск по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула CHCHSONa, где n=12-18.
NPS-6 - сульфоэтоксилированные нонилфенолы со степенью оксиэтилирования 6, производства КНР, представляют собой пасту однородную по составу.
Существует оптимальный интервал щелочности (рН 9.0-10.5), в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Обеспечить самоподдерживающееся, саморегулирующееся значение рН в интервале от 9.0 до 10.5 возможно путем применения буферных систем с максимальной буферной емкостью в этом интервале рН. Растворимость в воде тетрабората натрия и борной кислоты ограничена и составляет 2.7 г и 4.9 г, соответственно, в 100 г воды при 20°С, поэтому состав (по прототипу) имеет небольшую буферную емкость в оптимальном для ПАВ интервале рН, фиг. 1а. Растворимость тетрабората натрия и борной кислоты в растворах глицерина увеличивается, поэтому добавление в предлагаемый состав глицерина позволяет получить состав с более высоким содержанием тетрабората натрия и борной кислоты, кроме этого к увеличению буферной емкости состава приводит добавление в состав карбамида. Добавление 5 и 10% карбамида увеличивает температуру помутнения ПАВ в растворе предлагаемого состава на 8-10 и 13-15°С, соответственно, что позволяет получить составы, работающие при более высоких температурах. Добавление глицерина и карбамида в предлагаемый состав позволяет получить состав с регулируемой щелочностью и вязкостью, совместимый с минерализованными пластовыми водами, низкой температурой замерзания и высокой буферной емкостью в интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Вследствие высокой буферной емкости, при разбавлении состава в 10-100 раз рН раствора меняется на 0.1-0.3 ед. рН.
В пластовых условиях при высокой температуре происходит гидролиз карбамида, вследствие этого образуется аммиачно-боратная буферная система с высокими значениями буферной емкости. Проведены исследования рН, буферной емкости и зоны буферного действия для прототипа и предлагаемого состава до и после термообработки. Для этого составы термостатировали в герметично закрывающихся стальных ячейках в воздушном термостате при 150°С в течение 24 часов. После охлаждения исследовали изменение буферной емкости составов. В таблице 1 приведены результаты исследования. Экспериментально буферную емкость растворов определяли на основании кривых титрования раствора предлагаемого состава сильной кислотой и сильным основанием до и после термостатирования при 150°С в течение 24 часов. Максимальные значения буферной емкости предлагаемого состава по сравнению с прототипом в зоне буферного действия 9.0-10.5 ед. рН увеличиваются в 1.6-2.1 раза до термостатирования и в 3.4-45 раз после термостатирования состава, фиг. 1-3.
В таблице 2 приведены физико-химические свойства состава (по прототипу) и предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов. Вязкость предлагаемого состава и прототипа определяли с помощью вибрационного вискозиметра с камертонным датчиком "Реокинетика", рН - потенциометрическим методом с применением рН-метра HI 2215 фирмы HANNA Instruments. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, температуру замерзания - криоскопическим методом.
2
Входящие в предлагаемый состав реагенты снижают температуру замерзания и увеличивают плотность растворов, улучшают 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 за счет повышения нефтевытесняющей способности состава. Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида углекислый газ СО вызывает снижение вязкости нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы.
Приводим примеры конкретных составов.
2
4
7
2
Пример 1. По прототипу. К 972.5 г пресной воды добавляют 5.0 г неонола АФ9-12, 2.5 г волгоната, 20.0 г борной кислоты и 20.0 г тетрабората натрия (NaBO⋅10HO),
после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 0.5% мас. АФ9-12, 0.25% мас. волгоната, 2% мас. борной кислоты, 2.0% мас.тетрабората натрия и 97.25% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе выпадает осадок солей жесткости. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.
2
4
7
2
Пример 2. 26.7 г неонола АФ9-12, 13.3 г волгоната, 10.0 г борной кислоты, 10.0 г тетрабората натрия (NaBO⋅10HO), 100.0 г карбамида и 100.0 г глицерина растворяют в 740.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.67% мас. неонола АФ9-12, 1.33% мас. волгоната, 1% мас. борной кислоты, 1.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 10.0% мас. глицерина и 74.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.
2
4
7
2
Пример 3. К 630.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (NaBO⋅10HO), 50.0 г карбамида и 200.0 г глицерина. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 63.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает.Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.
2
4
7
2
Пример 4. 20.0 г NP-50, 10.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (NaBO⋅10HO), 50.0 г карбамида и 500.0 г глицерина растворяют в 320.0 г пресной воды. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. NP-50, 1.0% мас. волгоната, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина и 32.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2
раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.
2
4
7
2
Пример 5. К 130.0 г пресной воды добавляют 13.0 г NP-40, 7.0 г NPS-6, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (NaBO⋅10HO), 50.0 г карбамида и 700.0 г глицерина. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.3% мас. NP-40, 0.7% мас. NPS-6, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 13.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.
2
4
7
2
Пример 6. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (NaBO⋅10HO), 100.0 г карбамида и 200.0 г глицерина растворяют в 580.0 г пресной воды. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 58.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.
2
4
7
2
Пример 7. К 285.0 г пресной воды добавляют 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г сульфонола, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (NaBO⋅10HO), 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. сульфонола, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина и 28.5% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1,2.
2
4
7
2
Пример 8. К 13.0 г неонола АФ9-12, 7.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (NaBO⋅10HO), 100.0 г карбамида и 700.0 г глицерина добавляют 40.0 г пресной воды. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.3% мас. АФ9-12, 0.7% мас. волгоната, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 8.0% мае. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1,2.
2
4
7
2
Пример 9. К 10.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г тетрабората натрия (NaBO⋅10HO), 50.0 г карбамида и 700.0 г глицерина добавляют 40.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 10% мас. борной кислоты, 10.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 4.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.
2
Эффективность применения составов изучали на установке для изучения фильтрации при постоянном расходе через модель неоднородного пласта, состоящую из двух параллельных колонок. При исследовании фильтрационных характеристик использовали насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного карбонатного кернового материала, модель пластовой воды пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и пресную воду. Проницаемость моделей находилась в пределах от 0.38 до 1.55 мкм, проницаемость параллельных колонок различалась в 1.7-2.8 раза. Время термостатирования составляло 6 часов, противодавление - 19 атм.
Далее колонки насыщались нефтью. Затем через нефтенасыщенные колонки проводилась фильтрация воды, в результате чего происходило извлечение нефти. Фильтрацию воды проводили до полной обводненности продукции, то есть до состояния, при котором дальнейшая фильтрация воды не приводила к дополнительному нефтеизвлечению. Таким образом, была подготовлена модель неоднородного пласта с остаточной нефтенасыщенностью.
2
2
Эффективность применения составов изучали при фильтрации пресной воды с постоянной скоростью 1 мл/мин в прямом направлении через две параллельные колонки с различной проницаемостью, моделирующие неоднородный пласт. Для этого одновременно в обе колонки закачивали оторочку состава, продвигали на заданное расстояние водой и термостатировали в течение 6 часов, после чего продолжали нагнетание воды. Каждые 5-20 минут фиксировали значения температуры, давлений на входе и выходе из колонок, объемов вышедшей воды и нефти из каждой колонки. По полученным данным рассчитывали градиент давления grad Р, атм/м, скорость фильтрации V, м/сут и подвижность жидкостей k/μ, мкм/(мПа⋅с), коэффициент нефтевытеснения Кв. На фиг. 4 представлены результаты эксперимента по вытеснению нефти на модели неоднородного пласта составами 7 и 6 (табл. 1, 2). Газопроницаемость колонки 1 составляла 0.38 мкм, колонки 2-1,07 мкм, то есть отличалась в 2.8 раза. Начальным этапом эксперимента являлось извлечение нефти из нефтенасыщенной модели путем фильтрации перегретой воды при 150°С. Видно, что подвижность k/μ для жидкости в колонке 1 ниже, чем для колонки 2, что обуславливается различием в величинах газовой проницаемости. Предельное нефтевытеснение из колонки 2 происходит при фильтрации 2 поровых объемов через колонку и величина коэффициента нефтевытеснения составляет 64%. Вытеснение нефти водой из колонки 1 происходит медленнее и величина коэффициента нефтевытеснения составляет 60%.
Закачка состава 7 (табл. 1, 2, фиг. 4, оторочка 1) с последующим нагнетанием воды приводит к дополнительному нефтеизвлечению. Причем отклик на закачку композиции для колонок различен, что объясняется разными скоростями фильтрации и подвижностями. Коэффициенты нефтевытеснения для колонки 1 и 2 после использования композиции составляют соответственно 72 и 76%. Повторная закачка того же состава 7 (фиг. 7, оторочка 2) в режиме реагентоциклики и фильтрация воды в объеме 2.5 объемов пор приводит к дополнительному извлечению нефти. Коэффициенты нефтевытеснения для 1 и 2 колонок составляют 75 и 77%, абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения 15 и 13%, соответственно. Закачка состава 6 (табл. 1, 2, фиг. 4, оторочка 3) приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Происходит дополнительное нефтеизвлечение нефти, причем преимущественно из более низко проницаемой колонки 1. Коэффициент нефтевытеснения для колонки 1 составляет 88%, из 2-80%. Суммарный прирост коэффициента нефтевытеснения в результате закачки трех оторочек составил для 1 и 2 колонок 18 и 16%, соответственно.
2
Для следующего эксперимента была подготовлена модель неоднородного пласта из колонок с величинами газовой проницаемости 1.55 и 0.93 мкм. Процесс нефтевытеснения
проводили при температуре 150°С перегретой водой. Из представленной диаграммы на фиг. 8 видно, что скорости фильтрации (подвижности) для колонок сопоставимы, что обуславливается различием в величинах газовой проницаемости всего в 1.5 раза. Фильтрация воды в объеме 4.7 объемов пор приводит к нефтевытеснению из обеих колонок. Коэффициенты нефтевытеснения для колонок 1 и 2 составляют 66 и 49%, соответственно. Закачка состава 4 (табл. 1, 2, фиг. 5, оторочка 1) с последующей фильтрацией воды позволяет существенно увеличить коэффициент нефтевытеснения (для 1 и 2 колонок 83 и 61%, соответственно). Применение состава 3 (табл. 1, 2, фиг. 5, оторочка 2) приводит к еще большему доотмыву нефти в колонках, коэффициенты нефтевытеснения для 1 и 2 колонок составляют 90 и 67%, соответственно. Суммарный прирост коэффициента нефтевытеснения в результате закачки двух оторочек составил для 1 и 2 колонок 17 и 12%, соответственно.
Таким образом, предлагаемый состав обладает высокой буферной емкостью в интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью, совместим с минерализованными пластовыми водами и имеет низкие температуры замерзания. Состав обладает высокой нефтевытесняющей способностью и может быть использован при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.