СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (ВАРИАНТЫ)
COMPOSITION TO UP BED PRODUCTION RATE (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий % мас.: неионогенное водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) 0.1-0.5, нефтяные сульфонаты в качестве анионактивного ПАВ - 0.01-0.05, продукт полимеризации диметилдиаллиламмонийхлорида 0.10-1.00, воду 98.45-99.79 (Пат. №1521866, МПК E21B 43/22, 1987). В качестве неионогенного ПАВ используют ОП-10, АФ-10, АФ-12, в качестве анионактивного ПАВ - продукты сульфирования масел фракции 350-450°C. Сочетание ПАВ анионного и неионогенного классов обладает синергетическим эффектом, приводящим как к снижению интенсивности адсорбции, так и к повышению поверхностной активности. Недостатком известного состава является невысокий коэффициент нефтевытеснения.
Известен состав для вытеснения нефти на основе неионогенного ПАВ ОП-10, анионного ПАВ и воды. Состав содержит ОП-10 в количестве 0.33-0.85% мас., в качестве анионного ПАВ используется дидецилсульфосукцинат натрия в количестве 0.075-0.33% мас., вода - остальное (Пат. №1136522, МПК E21B43/22). Недостатком известного состава является невысокая нефтевытесняющая способность.
Известен состав, использующийся при осуществлении способа разработки залежей высоковязких нефтей при тепловом воздействии на пласт, содержащий комплексное ПАВ Нефтенол ВВД (1.0-5.0% мас.) или смесь неионогенного ПАВ (1.0-2.0% мас.) и анионактивного ПАВ (0.5-1.0% мас.), аммиачную селитру (8.0-20.0% мас.), карбамид (15.0-40.0% мас.), аммоний роданистый (0.1-0.5% мас.) и воду - остальное (Пат. №2361074, МПК E21B 43/24). В пласте под действием высокой пластовой температуры или теплового воздействия карбамид гидролизуется с образованием аммиачной буферной системы. Однако этот состав можно использовать только при высоких пластовых температурах или при тепловом воздействии на пласт.
2
4
7
2
Наиболее близким к предлагаемому составу для увеличения нефтеотдачи пластов является состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий 0.33-1.0% мас. оксиэтилированного алкилфенола, 0.33-1.0% мас. тетрабората натрия (или 0.7-2.0% мас. буры NaBO·10HO с учетом кристаллизационной воды) и воду - остальное (Пат. №1169403, МПК Е21В 43/22). При использовании известных составов с боратной буферной системой могут быть проблемы с выпадением осадков гидроксидов и солей жесткости при контакте с пластовыми водами высокой минерализации. Растворы являются маловязкими, в результате чего может возникнуть вязкостная неустойчивость фронта вытеснения и прорыв закачиваемого флюида в добывающие скважины. Состав замерзает при температурах 0 - минус 0.6°C. Кроме того, растворимость в воде тетрабората натрия ограничена и составляет 2.7 г в 100 г воды при комнатной температуре.
Задачей изобретения является создание для условий месторождений высоковязких нефтей с высокой минерализацией пластовых вод эффективных вытесняющих составов на основе ПАВ с регулируемой вязкостью, плотностью и щелочностью, имеющих низкую температуру замерзания. Эти составы должны быть совместимы с минерализованными пластовыми водами и обеспечивать выравнивание профиля заводнения.
2
4
7
2
Технический результат достигается тем, что состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ (комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного, например, АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ, например, волгоната или сульфонола, или NPS-6, в соотношении 2:1), буру (тетраборат натрия NaBO·10HO) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин, или технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, % мас.:
ПАВ
1.0-4.0
тетраборат натрия (бура)
2.0-30.0
глицерин
10.0-90.0
вода
остальное
или
ПАВ
1.0-4.0
тетраборат натрия (бура)
2.0-30.0
глицерин
10.0-80.0
карбамид
2.0-20.0
вода
остальное
В качестве ПАВ использовали комплексный ПАВ Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь НПАВ неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%), неионогенные ПАВ (НПАВ) - оксиэтилированные алкилфенолы с различной степенью оксиэтилирования: НПАВ производства РФ неонолы АФ 9-12 - оксиэтилированные изононилфенолы на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12; НПАВ производства КНР - NP-40 или NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно.
Анионактивные ПАВ (АПАВ): производства РФ волгонат - натрий сульфонат, сульфонол - алкилбензолсульфонат натрия; производства КНР NPS-6 - частично сульфированный оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 6.
В пласте под действием пластовой температуры карбамид гидролизуется с образованием углекислого газа и аммиака. Углекислый газ более растворим в нефти, чем в воде, поэтому в системе нефть - вода нефтяная фаза будет обогащена углекислым газом, водная - аммиаком, который с тетраборатом натрия (бурой) образует щелочную аммиачно-боратную буферную систему с максимальной буферной емкостью в интервале pH 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. В предлагаемом составе значения максимальной буферной емкости в интервале pH 9.0-10.5 увеличиваются в 3.5-10.5 раз по сравнению с прототипом, что приводит к более высокой нефтевытесняющей и нефтеотмывающей способности состава. Растворение углекислого газа в нефти приводит к уменьшению ее вязкости.
3
Введение глицерина и карбамида в состав на основе ПАВ приводит к увеличению вязкости и плотности состава. Плотность составов можно регулировать в пределах от 1.1 до 1.3 кг/м, вязкость - от единиц до сотен мПа·с, что позволяет составу перераспределять фильтрационные потоки в неоднородном пласте и увеличивать охват пласта заводнением. Составы являются низкозастывающими, с температурой застывания от минус 18 до ниже минус 30°C, что позволяет работать в северных регионах в зимних условиях. Составы совместимы с минерализованными пластовыми водами, не дают осадков при разбавлении, снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и восстанавливают начальную проницаемость пласта.
Предлагаемые составы оказывают комплексное воздействие, обеспечивая высокую степень вытеснения нефти и выравнивание профиля заводнения, то есть при применении состава происходит поршневое вытеснение нефти и осуществляется увеличение охвата пласта заводнением.
Варьируя концентрации компонентов, можно получить составы с заданными плотностью и вязкостью, совместимые с минерализованными пластовыми водами для различных геолого-физических условий месторождений.
Приводим примеры конкретных составов.
2
4
7
2
Пример 1. По прототипу. К 970.0 г дистиллированной воды добавляют 10.0 г АФ9-12 и 20.0 г буры (NaBO·10НО), после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. АФ9-12 и 2.0% мас. буры. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза в растворе выпадает осадок солей жесткости. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 2. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры и 704.0 г глицерина дистиллированного добавляют 176.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры и 70.4% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 3. К 270.0 г дистиллированной воды добавляют 20.0 г АФ9-12, 10.0 г волгоната, 200.0 г буры и 500.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, который содержит 2.0% мас. АФ9-12, 1.0% мас. волгоната, 20.0% мас. буры и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 4. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 300.0 г буры и 500.0 г глицерина дистиллированного добавляют 180.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 30.0% мас. буры и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза осадки не выпадают. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 5. К 10.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 20.0 г буры, 20.0 г карбамида и 800.0 г глицерина дистиллированного добавляют 150.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. Нефтенола, 2.0% мас. буры, 2.0% мас. карбамида и 80.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 6. 40.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 20.0 г буры, 200.0 г карбамида и 100.0 г глицерина дистиллированного растворяют в 640.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 4.0% мас. Нефтенола, 2.0% мас. буры, 20.0% мас. карбамида и 10.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 7. 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры, 100.0 г карбамида растворяют в 780.0 г глицерина технического, после тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 78.0% мас. глицерина технического. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 8. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры, 100.0 г карбамида и 600.0 г глицерина технического добавляют 180.0 г дистиллированной воды, после тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 60.0% мас. глицерина технического. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 9. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры, 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина дистиллированного добавляют 280.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 10. К 40.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 300.0 г буры, 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина дистиллированного добавляют 60.0 г дистиллированной воды, после тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 4.0% мас. Нефтенола, 30.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
2
4
7
2
Пример 11. К 800.0 г глицерина добавляют 100.0 г дистиллированной воды, 20.0 г АФ9-12, 10 г сульфонола, 20.0 г буры (NaBO·10НО) и 50 г карбамида. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. АФ9-12, 1% мас. сульфонола, 2.0% мас. буры, 5% мас. карбамида и 80% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 12. К 435.0 г дистиллированной воды добавляют 10.0 г NP-50, 5.0 г NPS-6, 100.0 г буры, 50.0 г карбамида и 400.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, который содержит 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. NPS-6, 10.0% мас. буры, 5.0% мас. карбамида и 40.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
Пример 13. К 320.0 г дистиллированной воды добавляют 20.0 г NP-40, 5.0 г NPS-6, 150.0 г буры, 150.0 г карбамида и 300.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, который содержит 2.0% мас. NP-50, 1.0% мас. NPS-6, 15.0% мас. буры, 15.0% мас. карбамида и 30.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза осадки не выпадают. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.
В таблице приведены физико-химические свойства предлагаемых составов с различными соотношениями компонентов. Измерения проводили при температуре 20°С. Вязкость растворов композиций определяли с помощью вибрационного вискозиметра с камертонным датчиком "Реокинетика", pH - потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом. Межфазное натяжение составов на границе с нефтью Усинского месторождения определяли сталагмометрическим методом.
3
Предлагаемый состав является низкозастывающим, температура застывания растворов от минус 18°C до ниже минус 30°C, совместимым с минерализованными пластовыми водами, имеет низкое межфазное натяжение на границе с нефтью, плотность состава можно регулировать в пределах от 1.0 до 1.3 кг/м, вязкость - от десятков до сотен мПа·с.
Проведено исследование фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности предлагаемых составов с регулируемой вязкостью и щелочностью при температуре 20-23°C на неоднородных моделях пласта. Эффективность применения составов изучали на фильтрационной установке высокого давления с постоянным расходом в процессе доотмыва остаточной нефти из линейной (фиг. 1) и неоднородной (фиг. 2, 3) моделей пласта.
2
После закачки состава 2, содержащего 2% мас. Нефтенола ВВД, 10% мас. буры, 70.4% мас. глицерина дистиллированного, в линейную модель пласта с исходной газопроницаемостью модели 0.479 мкм, при 22°C, фиг. 1, наблюдалось сначала резкое снижение подвижности, фиг. 1а, а затем ее постепенное увеличение до прежнего уровня, при этом градиент давления сначала увеличился с 22.5 до 90-96 атм/м, а затем постепенно снизился до 9.5 атм/м. Коэффициент вытеснения нефти увеличился с 42.0 до 68.4%, прирост коэффициента вытеснения составил 25.4%. На выходе из модели пласта значение pH находилось в пределах 5.9-7.4 ед. pH, вязкость раствора увеличивалась с 1.1 до 3.6 мПа·c, а затем вновь снижалась до 1.3-1.8 мПа·c, фиг. 1б.
2
2
При закачке состава 7, содержащего 2% мас. Нефтенола ВВД, 10% мас. буры и 10% мас. карбамида, 78% мас. глицерина технического, в неоднородную модель пласта с исходной газопроницаемостью колонок 0.515 мкм и 2.768 мкм, при 23°C, фиг. 2, в высоко проницаемую и менее проницаемую колонки вошло 0.732 и 0.125 поровых объема состава, соответственно, то есть практически пропорционально исходным проницаемостям. После закачки состава наблюдалось сначала резкое снижение подвижности по высоко проницаемой колонке и некоторое увеличение подвижности по менее проницаемой колонке, фиг. 2а, то есть произошло перераспределение фильтрационных потоков, при этом градиент давления сначала увеличился с 2.75 до 102.5 атм/м, а затем постепенно снизился до 26.9 атм/м. Коэффициент вытеснения нефти в высоко проницаемой колонке увеличился с 57.5 до 77.6%, прирост коэффициента вытеснения составил 20.1%, а в менее проницаемой колонке коэффициент нефтевытеснения увеличился с 1.9 до 50%. На выходе из модели пласта значение pH находилось в пределах 6.1-7.8 ед. pH, фиг. 2б, максимальная концентрация карбамида составляла в высоко проницаемой колонке 62.1 мг/л, в менее проницаемой колонке - 9.2 мг/л, фиг. 2б.
2
Те же закономерности наблюдаются и при закачке состава 8, содержащего 2% Нефтенола ВВД, 10% мас. буры, 10% мас. карбамида, 60% мас. глицерина технического, в неоднородную модель пласта с исходной газопроницаемостью колонок 0.408 и 1.721 мкм, при 23°C, фиг. 3: в высокопроницаемую и менее проницаемую колонки вошло 0.698 и 0.114 поровых объема состава, соответственно, то есть практически пропорционально исходным проницаемостям. После закачки состава произошло перераспределение фильтрационных потоков, при этом градиент давления сначала увеличился с 4 до 101.25 атм/м, а затем постепенно снизился до 37 атм/м. Коэффициент вытеснения нефти в высоко проницаемой колонке увеличился с 46.8 до 62.8%, прирост коэффициента вытеснения составил 16.0%, а в менее проницаемой колонке коэффициент нефтевытеснения увеличился с 0 до 55%, фиг. 3а. На выходе из модели пласта значение pH находилось в пределах 6.8-7.8 ед. pH, фиг. 3б, максимальная концентрация карбамида составляла в высоко проницаемой колонке 53.6 мг/л, в менее проницаемой колонке - 6.3 мг/л, фиг. 3б.
Таким образом, предлагаемый состав для увеличения нефтеотдачи пластов залежей высоковязких нефтей на основе ПАВ, боратной или аммиачно-боратной буферной системы и глицерина с регулируемой вязкостью и щелочностью, совместим с минерализованными пластовыми водами, имеет низкую температуру застывания. Закачка в нагнетательные скважины с температурой на забое от 20 до 90°C подвижной оторочки заявляемого состава с регулируемой вязкостью приведет к увеличению вязкости рабочего агента и выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов, снижению вязкостной неустойчивости фронта вытеснения, ограничению прорывов рабочего агента в добывающие скважины, увеличению коэффициента охвата пластов заводнением. Кроме того, высокая нефтевытесняющая способность, совместимость с минерализованными пластовыми водами приведет к доотмыву остаточной нефти как из высоко проницаемых, так и из низко проницаемых зон пласта.