СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
COMPOSITION FOR RESERVOIR OIL RECOVERY INCREASING

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (Патент RU №1274372, опубл. 27.08.1995), содержащий неионогенное ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ9-12, превоцел), щелочную добавку и минерализованную воду. В качестве щелочной добавки используют глицин и аммиак при следующем соотношении компонентов, мас.: оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ2-12, превоцел) - 0,1-2,0; глицин - 1,0-4,0; аммиак - 0,3-2,0; минерализованная вода - остальное.
Недостатком известного состава является использование аммиака в качестве компонента состава, так как аммиак относится к сильнодействующим ядовитым веществам, вследствие чего необходимо предъявить особые требования к его транспортировке, хранению и применению. Технологически применение состава вызывает затруднения, связанные с необходимостью корректирования концентрации аммиака в зависимости от минерализации пластовых вод и концентрации глицина.
n
2n+1
2
4
m
Известен реагент для повышения нефтеотдачи пласта (Патент RU №2178519, опубл. 20.01.2002), содержащий оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы CHCOO(CHO)H, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810.
Его недостатком является способность реагента образовывать устойчивые эмульсии, что негативно сказывается на процессе подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти. Низкая биоразлагаемость компонентов реагента является также негативным фактором.
Известен состав для добычи нефти (Патент RU №2125647, опубл. 1999), представляющий собой микроэмульсию, включающую загуститель - тяжелую асфальто-смолистую нефть (50-70%), в качестве моющего агента - ПАВ-продукты конденсации окиси этилена с жирными спиртами, кислотами, алкилфенолами (15-25%), в качестве растворителя регулятора - четыреххлористый углерод или хлороформ (15-25%).
Недостатком известного состава является тот факт, что он в значительной степени загрязняет окружающую среду, поскольку в качестве растворителя-регулятора содержит в большом количестве (до 25%) хлорорганические соединения, которые отравляют пластовые воды. Данный состав не может применяться в нефтедобывающей промышленности в связи с введением в 2000 г. запрета на применение хлорорганических соединений в технологических процессах добычи нефти.
n
2n+1
2
4
m
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (Патент RU №2178068, опубл. 10.01.2002), принятый в качестве прототипа, содержащий загуститель и моющий агент. В качестве загустителя и моющего агента содержит оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы CHCOO(CHO)H, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810, дополнительно содержит фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0; фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов - 1,0-7,2; вода - остальное.
Недостатком данного состава является его способность образовывать устойчивые эмульсии, что негативно сказывается на процессе подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти. Оксиэтилированные карбоновые кислоты обладают низкой степенью биоразлагаемости, что понижает экологичность состава.
Техническим результатом изобретения является получение безопасного в применении состава, обладающего высокими нефтевытесняющими свойствами, оказывающего влияние на реологические свойства нефти (уменьшение вязкости и напряжения сдвига), направленного на повышение нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений.
Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит смесь рапсового и пальмового масел с добавлением ксилола при следующем соотношении компонентов, масс. %: рапсовое масло 90,0-95,0, пальмовое масло 3,0-8,0, ксилол 2,0-5,0.
Описываемый состав поясняется следующими фигурами, на которых представлены:
фиг. 1 - графики зависимостей эффективной вязкости и напряжения сдвига от температуры для образцов сырой нефти Демидовского месторождения и с добавлением реагента в указанных концентрациях;
фиг. 2 - зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига у сырой нефти Демидовского месторождения и нефти с добавлением реагента в концентрации 0,5% при температуре 20°С;
фиг. 3 - этап 2, вытеснение нефти минерализованной водой;
фиг. 4 - этап 3, вытеснение нефти реагентом.
Заявляемый состав для повышения нефтеотдачи пластов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:
- ксилол 2,0 - 5,0%, выпускаемый по ГОСТ 9410-78;
- масло рапсовое 90,0 - 95,0%, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53457-2009,
- масло пальмовое 3,0 - 8,0%, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53776-2010.
Добавление ксилола увеличивает отмывающую способность состава по отношению к смолам, асфальтенам и парафинам. Рапсовое и пальмовое масла обладают пептизирующими свойствами, разделяют агрегаты асфальтенов и таким образом уменьшают вязкость нефти при их взаимодействии на границе «реагент-нефть».
Рабочий агент закачивают 2-8 оторочками в нагнетательную скважину. Оторочки состава продавливают водой и продолжают заводнение. В качестве воды могут быть использованы подтоварная вода, или вода из системы подержания пластового давления, или пресная вода. Состав не образует эмульсий как с высокоминерализованной, так и с пресной водой.
Для более эффективного воздействия на пласт необходимо после закачки реагента провести технологическую выдержку от 72 до 96 часов.
3
3
Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями. Были проведены реологические исследования по выявлению воздействия реагента в различных концентрациях на реологические свойства нефти Демидовского месторождения (плотность 910 кг/м, кинематическая вязкость 32 мм/с при пластовой температуре 52°С, высокое содержание смол и асфальтенов (до 14% масс.)) при выполнении динамических испытаний на автоматическом ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1.
Результатом стало уменьшение проявления тиксотропных свойств нефти в широком диапазоне температур. На фиг. 1 черными линиями обозначены вязкость (сплошная линия) и напряжение сдвига (пунктир) для сырой нефти, а красным и зеленым цветами показано изменение вязкости (сплошная линия) и напряжения сдвига (пунктир) для нефти с добавлением реагента. Из сопоставления полученных кривых видно, что даже массовая концентрация 0,5% реагента заметно снижает динамическую вязкость нефти и величину напряжения сдвига.
Снижение динамической вязкости сырой нефти на 55 мПа·с (при 20°С вязкость сырой нефти составила 227 мПа·с, а с добавлением реагента-растворителя в концентрации 0,5% - 172,1 мПа·с) позволяет сделать вывод о том, что используемый реагент достаточно эффективен в качестве диспергатора, снижающего вязкость нефти в скважинных условиях.
Дополнительно было исследовано влияние состава на начальное напряжение сдвига разрушения структуры в образце высоковязкой нефти (фиг. 2). На фиг. 2 приведены графики зависимостей напряжения сдвига от скорости сдвига у сырой нефти Демидовского месторождения и нефти с добавлением реагента в концентрации 0,5% при температуре 20°С. Сырая нефть обладает более высоким напряжением сдвига при сравнении с пробой нефти, в которую был добавлен реагент в массовой концентрации 0,5% (обозначена на графике зеленым). Результат - уменьшение начального напряжения сдвига.
2
Пример 1. 50 г пальмового масла вводят в 900 г рапсового масла, добавляют 50 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 57 мм/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.
2
Пример 2. 30 г пальмового масла вводят в 950 г рапсового масла, добавляют 20 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 65 мм/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.
2
Пример 3. 50 г пальмового масла вводят в 920 г рапсового масла, добавляют 30 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 62 мм/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.
2
Эффективность применения предлагаемого состава изучали в процессе доотмыва нефти из образцов кернового материала пласта А Серного месторождения.
Подготовка образцов керна и пластовых флюидов, а также проведение лабораторных фильтрационных исследований были выполнены в соответствии со следующими нормативными документами: ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».
Ход эксперимента: для проведения фильтрационного эксперимента были выбраны 2 керна № S-l, S-2 абсолютной проницаемостью 0,450 и 0,520 мкм соответственно, что позволило сформировать составную модель общей длиной 14,75 см с целью недопущения образования «концевых эффектов», что соответствует требованиям ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».
2
2
Приготовление модели пластовой воды Серного месторождения с общей минерализацией 271 г/л, используемой для насыщения кернов и фильтрации, производилось путем растворения в дистиллированной воде солей NaCl, MgCl, KCl, CaCl. Плотность минерализованной воды при 20°С составила 1,1677 г/см.
Насыщение исследуемых образцов естественного керна приготовленной моделью пластовой воды производилось с использованием вакуумного насоса и ручного сатуратора согласно ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением». С целью оценки степени насыщения образцов керна водой производилось их предварительное высушивание при 85°С в течение 24 часов и последующее взвешивание.
После формирования в керновом материале 100%-ой водонасыщенности производилось моделирование остаточной водонасыщенности исследуемых образцов керна с использованием центрифуги ОПН-8. Затем составная модель помещалась в кернодержатель фильтрационной установки AutoFlood 700 (Vinci Technologies), где создавались давление гидрообжима равное 17,24 МПа и температура в 20°С.
3
На первом этапе эксперимента выполняли замещение воды нефтью Серного месторождения (тяжелая 0,9044 т/м, высоковязкая 212,1 мПа·с) в образцах керна, в результате чего составная модель пласта была насыщена 12,5 мл нефти и 3,47 мл невытесненной воды.
Второй этап заключался в вытеснении нефти моделью воды при объемном расходе 0,05 мл/мин. В процессе фильтрации наблюдался рост градиента давления на керне до максимального значения - 5,5 МПа/м. Коэффициент вытеснения нефти по воде составил 4,53/12,5=0,362 д.ед. На фиг. 3 представлены результаты вытесенения нефти минерализованной водой.
Третий этап эксперимента позволил определить коэффициент довытеснения нефти за счет фильтрации через керновый материал реагента при объемном расходе 0,05 мл/мин. В процессе фильтрации наблюдался рост градиента давления на керне до максимального значения - 7,62 МПа/м. Коэффициент вытеснения остаточной нефти по реагенту составил 3,21/12,5=0,25 д.ед. Конечный коэффициент вытеснения составил 0,61 д.ед. (вытеснение водой 0,36 д. ед., довытеснение реагентом 0,25 д.ед.). На фиг. 4 представлены результаты довытесенения нефти реагентом. Концентрация нефти в растворе «реагент + нефть» определялась при помощи плотномера DE 40 (Mettler Toledo), обладающего функцией измерения концентрации вещества в жидкости.
Результаты эксперимента показали, что реагент проявил высокую эффективность при закачке оторочкой в количестве 2 поровых объемов, при этом достигнутый максимальный градиент давления является средним значением, что позволит успешно применять данный состав на промыслах.