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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором.
Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора на основе соляной кислоты (RU, пат. 2100587, E21B 43/27, 1997; пат. 2106487, E21B 43/27, 1998; пат. 2110679, E21B 43/27, 1998; пат. 2204708, E21B 43/27, 2003; пат. 2293101, E21B 43/27, 2007), содержащие поверхностно-активные вещества. Недостатками этих составов являются низкие вытесняющие свойства и высокая скорость растворения карбонатов при высоких температурах, что снижает глубину обработки пласта. Кроме того, при использовании жидких кислотных составов возникают проблемы с приготовлением составов и дополнительные расходы при транспортировке и хранении данных составов.
Известны составы, приготовленные на твердой основе для кислотной обработки призабойной зоны пласта (RU, пат. 2257467, E21B 43/27, 2005). Твердая основа для кислотной обработки пласта включает кислотный реагент - продукт взаимодействия азотной кислоты с карбамидом «нетрол», растворяющий компоненты карбонатных пород с увеличением их проницаемости и характеризующийся замедленной скоростью реакции с карбонатами в условиях повышенных пластовых температур. Однако состав имеет низкую нефтевытесняющую способность.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав на основе карбамида для увеличения эффективности паротеплового воздействия на пласт высоковязкой нефти (RU, пат. 2361074, E21B 43/24, 2009), содержащий ПАВ, аммиачную селитру, аммоний роданистый и воду. При высоких пластовых температурах или при паротепловом воздействии под действием температуры происходит гидролиз карбамида, сопровождающийся выделением углекислого газа и образованием щелочной аммиачной буферной системы. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость. Аммиачная щелочная буферная система благодаря своей щелочности, pH 9÷10.5, и присутствию ПАВ создает оптимальные условия для нефтевытеснения. Известный состав обладает хорошими нефтеотмывающими свойствами, однако недостаточно эффективен для карбонатных коллекторов с низкой проницаемостью из-за низкой подвижности флюидов. К тому же этот состав можно использовать только для пластов с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии.
Задачей предлагаемого изобретения является создание состава для повышения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором, позволяющего повысить эффективность нефтевытеснения не только за счет нефтевытесняющих свойств состава, но и за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.
Технический результат достигается тем, что в состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ нефтенол ВВД, или неионогенное ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфанола, или NPS-6, карбамид и воду, дополнительно вводят сухокислотный реагент нетрол, при следующих соотношениях компонентов, % мас.:
Нефтенол ВВД
1.0-5.0
Карбамид
8.0-20.0
Нетрол
5.0-10.0
Вода
остальное
или
Неионогенное ПАВ
1.0-2.0
Карбамид
8.0-20.0
Нетрол
5.0-10.0
Вода
остальное
или
Неионогенное ПАВ
1.0-2.0
Анионактивное ПАВ
0.5-1.0
Карбамид
8.0-20.0
Нетрол
5.0-10.0
Вода
остальное
Заявляемый состав для повышения нефтеотдачи пластов совмещает эффективность состава для кислотной обработки карбонатных коллекторов с эффективностью нефтевытесняющего состава. При закачке в пласт состав, имеющий низкие значения pH от 0.75 до 1.1 (см. таблица), реагирует с карбонатным коллектором, растворяя его, увеличивает проницаемость карбонатного коллектора. К тому же при высокой температуре пласта или при паротепловом воздействии за счет гидролиза карбамида или при низкой температуре за счет нейтрализации нетрола карбонатной породой в пласте образуется щелочная буферная система, то есть непосредственно в пласте образуется раствор, содержащий ПАВ и щелочную аммиачную буферную систему. Как и в прототипе, ПАВ совместно со щелочной буферной системой способствует деструктурированию, разжижению межфазных высоковязких слоев или пленок, образующихся на границах нефть-вода-порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти. 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. Предлагаемый состав для повышения нефтеотдачи пластов готовят простым смешением компонентов в указанных соотношениях при комнатной температуре.
pH составов до и после опыта определяли потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода.
Растворяющую способность предлагаемых составов по отношению к карбонатным породам определяли по скорости реакции состава с мрамором гравиметрическим методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещали их в бюксы в испытуемые составы и состав-прототип, содержащий 2.0% мас. нефтенола ВВД, 16.0% маc. аммиачной селитры, 32.0% маc. карбамида и 50.0% маc. воды, при 23°C на 16 часов и при 100°C на 7 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:
0
Vp=(m-m)/(S·τ);
2
где Vp - скорость реакции состава, г/м·ч;
0
m - масса кубика до проведения опыта, г;
m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;
2
S - площадь куска, м;
τ - время опыта, ч.
Результаты испытаний приведены в таблице.
Методика исследования влияния на вязкость нефти углекислого газа, образующегося при гидролизе карбамида и при нейтрализации карбонатной породы (мрамора) нетролом, входящими в предлагаемый состав, состояла в следующем. В герметичную ячейку объемом 150 мл помещали систему нефть - состав, содержащий 2.0% мас. нефтенола ВВД, 16.0% маc. аммиачной селитры, 32.0% мас. карбамида и 50.0% мас. воды (прототип), или нефть - предлагаемый состав, содержащий 2.0% мам. нефтенола ВВД, 9.0% мас. нетрола, 9.0% мас. карбамида и 80.0% мас. воды (состав 1 в таблице) в количестве 120 г, при соотношении 2:1, или нефть - предлагаемый состав (состав 1) - дробленый мрамор в количестве 120 г, при соотношении 1:1:1. Систему термостатировали в воздушном термостате при температуре 150°C в течение 24 часов. После охлаждения с помощью вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком измеряли вязкость нефтяной фазы этой системы. Измерения проводили при 20°C, при атмосферном давлении в открытых ячейках. В качестве калибровочной жидкости использовали дистиллированную воду. Результаты исследований приведены на фиг.1.
Приводим примеры конкретных составов.
2
2
Пример 1. К 800.0 г пресной воды добавляют 20.0 г нефтенола ВВД, 90.0 г нетрола и 90.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. нефтенола ВВД, 9.0% мас. нетрола, 9.0% мас. карбамида и 80.0% мас. воды. Исследовали изменение вязкости нефти Усинского месторождения после термостатирования при 150°C в течение 24 часов с полученным составом, растворяющую способность состава по отношению к карбонатной породе (мрамору). Скорость растворения мрамора при 100°C составляет 92.5 г/м·ч (прототип - 1.28 г/м·ч). Результаты исследований приведены в таблице и фиг.1.
2
2
Пример 2. 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г волгоната, 50.0 г нетрола и 100.0 г карбамида растворяют в 835.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. нетрола, 10.0% мас. карбамида и 83.5% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 100°C составляет 62.3 г/м·ч (прототип - 1.28 г/м·ч). Результаты исследований приведены в таблице.
2
2
Пример 3. К 700.0 г пресной воды добавляют 50.0 г нефтенола ВВД, 100.0 г нетрола и 150.0 г карбамида. После перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 5.0% мас. нефтенола ВВД, 10.0% мас. нетрола, 15.0% мас. карбамида и 70.0% мас. воды. Исследовали растворяющую способность состава по отношению к карбонатной породе (мрамору). Скорость растворения мрамора при 100°C составляет 114.3 г/м·ч (прототип - 1.28 г/м·ч). Результаты исследований приведены в таблице
2
2
Пример 4. 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г сульфонола, 100.0 г нетрола и 100.0 г карбамида растворяют в 785.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. сульфонола, 10.0% мас. нетрола, 10.0% мас. карбамида и 78.5% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 100°C составляет 129.7 г/м·ч (прототип - 1.28 г/м·ч). Исследовали влияние закачки полученного состава на фильтрационные характеристики (подвижность) и вытеснение нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из неоднородной модели пласта при 150°C. Результаты исследований приведены в таблице и фиг.2.
2
2
Пример 5. К 820.0 г пресной воды добавляют 10.0 г нефтенола ВВД, 90.0 г нетрола и 80.0 г карбамида. После перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. нефтенола ВВД, 9.0% мас. нетрола, 8.0% мас. карбамида и 82.0% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 76.39 г/м·ч (прототип - 1.25 г/м·ч). Результаты исследований приведены в таблице.
2
2
Пример 6. 20.0 г неонола АФ9-12, 10.0 г волгоната, 50.0 г нетрола и 100.0 г карбамида растворяют в 820.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. неонола АФ9-12, 1.0% мас. волгоната, 5.0% мас. нетрола, 10.0% мас. карбамида и 82.0% мас. воды. Исследовали растворяющую способность состава по отношению к карбонатной породе (мрамору). Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 44.5 г/м·ч (прототип - 1.25 г/м·ч). Результаты исследований приведены в таблице.
2
2
Пример 7. К 680.0 г пресной воды добавляют 20.0 г нефтенола ВВД, 100.0 г нетрола и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получили 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. нефтенола ВВД, 10.0% мас. нетрола, 20.0% мас. карбамида и 68.0% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 84.0 г/м·ч (прототип - 1.25 г/м·ч). Результаты исследований приведены в таблице.
2
2
Пример 8. 15.0 г неонола АФ9-12, 90.0 г нетрола и 90.0 г карбамида растворяют в 805.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.5% мас. неонола АФ9-12, 9.0% мас. нетрола, 9.0% мас. карбамида и 80.5% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 87.9 г/м·ч (прототип - 1.25 г/м·ч). Исследовали влияние закачки полученного состава на фильтрационные характеристики (подвижность) и вытеснение нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из неоднородной модели пласта при 30°C. Результаты исследований приведены в таблице и фиг.3.
2
в
Эффективность применения предлагаемого состава изучали на фильтрационной установке высокого давления в процессе доотмыва остаточной нефти из двух параллельных колонок с различной проницаемостью. Использовали насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала (мрамора), пресную воду и дегазированную нефть Усинского месторождения (термостабилизированная нефть с добавлением 30% керосина). При температуре 150°C в неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с карбонатным коллектором с исходной газовой проницаемостью колонок 0.590 и 1.117 мкм после вытеснения нефти пресной водой осуществляют закачку первой порции предлагаемого состава (пример 4 в таблице), содержащего 1.0 мас.% неонола АФ9-12; 0.5 мас.% сульфонола: 10.0 мас.% нетрола и 10.0 мас.% карбамида, по полученным данным рассчитывали градиент давления grad Р, атм/м, подвижность жидкостей k/µ, мкм/(мПа·с), абсолютный коэффициент вытеснения нефти водой и составом К, %, фиг.2. После закачки состава в модели пласта наблюдается увеличение подвижности жидкости в низкопроницаемой колонке в 2.6 раза, в высокопроницаемой - подвижность остается на том же уровне. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет по низкопроницаемой колонке 12.6%, по высокопроницаемой колонке 6.5%. После закачки второй порции состава прирост коэффициента нефтевытеснения по низкопроницаемой колонке составил 6.5%, по высокопроницаемой колонке - 5.0%. После закачки третьей порции состава прирост коэффициента нефтевытеснения по низкопроницаемой колонке составил 3.1%, по высокопроницаемой колонке дополнительно вытесненной нефти нет. После каждой закачки состава подвижность жидкости по низкопроницаемой колонке увеличивалась минимально на 25%, максимально в 5 раз, в конечном итоге в 2.2 раза. Подвижность жидкости по высокопроницаемой колонке увеличилась на 26%. В результате прирост коэффициента нефтевытеснения после трех закачек состава по низкопроницаемой колонке составил 22.1%, по высокопроницаемой колонке - 10.4%.
При температуре 30°C закачку предлагаемого состава (пример 8 в таблице), содержащего 1.5% неонола АФ9-12, 9.0% нетрола, 9.0% карбамида и 80.5% воды, проводили тремя порциями. При закачке первой порции - в условиях первичного вытеснения нефти из неоднородной модели пласта с исходной газопроницаемостью колонок: 1 колонка - 0.700 мкм, 2 - 3.591 мкм, в менее проницаемую и высокопроницаемую колонки вошло 0.416 и 0.619 поровых объема композиции соответственно. После закачки состава и прокачки 4.5 поровых объемов воды в высоко проницаемой колонке коэффициент вытеснения нефти составил 37.7%, а в менее проницаемой колонке 21.2%. Во время закачки второй порции в более низкопроницаемую колонку закачали 0.7 поровых объема состава и затем 6 поровых объемов воды (в обратном направлении). Коэффициент нефтевытеснения увеличился с 21.2 до 33.4%, прирост коэффициента вытеснения составил 12.2%. Закачка третьей порции состава и воды практически не привела к увеличению коэффициента нефтевытеснения. Вследствие увеличения проницаемости модели карбонатного коллектора в результате взаимодействия с составом после закачек состава подвижность жидкости увеличилась: в высокопроницаемой колонке на 60%, а в менее проницаемой колонке в 1.5-2 раза после каждой порции состава, фиг.3.
Таким образом, использование предлагаемого состава для повышения нефтеотдачи пластов позволяет совмещать эффективность состава для кислотной обработки карбонатных коллекторов с эффективностью нефтевытесняющего состава. Состав, имеющий низкие значения pH, реагирует с карбонатным коллектором, растворяя его, увеличивает проницаемость карбонатного коллектора. Растворяющая способность карбонатной породы, характеризующаяся в данном случае скоростью растворения карбонатной породы, увеличивается для высоких пластовых температур в 48-100 раз, для низких температур в 34-68 раз. 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, вязкость нефти после термообработки с предлагаемым составом по сравнению с прототипом ниже в 1.5-2 раза. Кроме того, в пластовых условиях происходит образование раствора, содержащего ПАВ и щелочную аммиачную буферную систему. Все это обеспечивает увеличение прироста коэффициента нефтевытеснения.
Таблица
№
Вещества
Концентрация, % мас.
Температура, °С; (время опыта)
pH, ед.pH
Скорость
до опыта
после опыта
растворения мрамора,г/м<sup>2</sup>·ч
1
нефтенол ВВД
2.0
100
0.84
6.06
92.5
нетрол
9.0
(7 час)
карбамид
9.0
вода
80.0
2
неонол АФ 9-12
1.0
100
1.07
8.23
62.3
волгонат
0.5
(7 час)
нетрол
5.0
карбамид
10.0
вода
83.5
3
нефтенол ВВД
5.0
100
1.02
7.78
114.3
нетрол
10.0
(7 час)
карбамид
15.0
вода
70.0
4
неонол АФ 9-12
1.0
100
0.75
6.02
129.7
сульфонол
0.5
(7 час)
нетрол
10.0
карбамид
10.0
вода
78.5
5
нефтенол ВВД
1.0
23
0.8
2.73
76.39
нетрол
9.0
(16 час)
карбамид
8.0
вода
82.0
6
неонол АФ 9-12
2.0
23
1.07
3.45
44.5
волгонат
1.0
(16 час)
нетрол
5.0
карбамид
10.0
вода
82.0
7
нефтенол ВВД
2.0
23
1.02
3.12
84.0
нетрол
10.0
(16 час)
карбамид
20.0
вода
68.0
8
неонол АФ 9-12
1.5
23
0.79
2.91
87.9
нетрол
9.0
(16 час)
карбамид
9.0
вода
80.5