Состав для увеличения нефтеотдачи пластов
COMPOSITION FOR INCREASING OIL RECOVERY OF FORMATIONS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.
Известны способы разработки залежей высоковязких нефтей при тепловом воздействии на пласт, включающие закачку насыщенного раствора одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония (Пат. РФ №2114988, кл. Е21В 43/24, опубл. 1998 г.; Пат. РФ №2172398, кл. Е21В 43/24, опубл. 2001 г.). Повышение нефтеотдачи пласта достигается за счет того, что при повышении температуры соли разлагаются с выделением углекислого газа, который растворяется в нефти и понижает ее вязкость. Однако способами разработки нефтяных залежей, основанными на снижении вязкости нефти, может быть отобрана та часть нефти, которая находится в трещинах и порах, а пленочная нефть за счет большого сцепления с породой пласта не отбирается, что сказывается на эффективности способа.
Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку нефтеотмывающей композиции на основе ПАВ, позволяющий увеличить эффективность воздействия не только за счет снижения вязкости нефти, но и за счет более полного извлечения нефти из пласта (Пат. РФ №2361074, кл. Е21В 43/24, С09К 6/592 опубл. 2007 г.). Однако этот способ не позволяет из-за низких вязкостных свойств вытесняющего флюида увеличить нефтеотдачу пласта еще и за счет выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью на основе ПАВ и воды, позволяющий повысить коэффициент нефтеотдачи как за счет выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением, так и за счет увеличения доотмыва нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти (Пат. РФ №2610958, кл. Е21В 43/22, С09К 8/584 опубл. 2017 г.). Однако способ эффективен только для пластов с низкой пластовой температурой (ниже 40°С).
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. комплексный ПАВ или смесь неионогенного ПАВ (НПАВ) и анионактивного ПАВ (АПАВ), 1.0-15.0% мас. борной кислоты, 10.0-90.0% мас. глицерина и воду или 1.0-4.0% мас. комплексный ПАВ или смесь неионогенного ПАВ (НПАВ) и анионактивного ПАВ (АПАВ), 1.0-15.0% мас. борной кислоты, 10.0-90.0% мас. глицерина, 5.0-10.0% мас. карбамида и воду (Пат. РФ №2546700, С09К 8/584, С09К 8/74, опубл. 2015 г.). Состав оказывает комплексное воздействие на месторождение, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения. Однако, в области температур 70°С и выше, вязкость состава снижается в 4.5-16.4 раза и состав не может обеспечить высокую степень вытеснения высоковязкой нефти и выравнивание фронта нефтевытеснения в пластовых условиях. Кроме того, образующаяся при высокой пластовой температуре пласта боратно-аммиачная буферная система состава имеет недостаточно высокие значения буферной емкости в интервале рН, оптимальном для нефтевытеснения.
Задачей предлагаемого изобретения является создание состава для увеличения нефтеотдачи с регулируемыми вязкостью и щелочностью в широком температурном интервале.
Технический результат заключается в том, что предлагаемый состав обеспечивает в широком диапазоне температур, от 20°С до 220°С регулируемую вязкость для достижения оптимального соотношения вязкостей пластовой нефти и вытесняющего ее рабочего агента и в результате этого увеличение коэффициента охвата пластов воздействием, а также регулируемую щелочность для достижения оптимального уровня рН, обеспечивающего максимальное действие и минимальную адсорбцию выбранных ПАВ, низкое межфазное натяжение на границе с пластовой нефтью и в результате этого увеличение коэффициента нефтевытеснения.
3
Технический результат достигается тем, что в предлагаемый состав повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное ПАВ или смесь неионогенного ПАВ и анионактивного ПАВ в соотношении 2:1, борную кислоту, карбамид, глицерин и воду, дополнительно вводят аммиачную селитру (нитрат аммония) и соль алюминия AlCl при следующем соотношении компонентов, % мас.:
ПАВ (неионогенное ПАВ неонол АФ 9-12 и
анионактивное ПАВ волгонат; комплексное
ПАВ Нефтенол ВВД)
1.0-4.0
Борная кислота
2.0-5.0
Карбамид
10.0-30.0
Глицерин
20.0-50.0
Соль алюминия AlCl<sub>3</sub> (AlCl<sub>3</sub>⋅6H<sub>2</sub>O или гидроксохлорид
алюминия Аква Аурат 30), в пересчете на безводную соль
2.0-3.0
Нитрат аммония (аммиачная селитра) NH<sub>4</sub>NO<sub>3</sub>
5.0-10.0
Вода
остальное
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 АФ9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CHCHO)H, где Аг - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С-С, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.
Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ», г. Москва, по ТУ 2483-015-17197708-97, представляет собой подвижную коричневую жидкость. Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%).
2
11
18
Алкилсульфонат волгонат (Волгоградский ОАО «Химпром»), 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.
3
3
2
10
2
2
2
n
3
Лауретсульфат натрия - поверхностно-активное вещество производится в виде белого порошка, его плотность составляет 1,05 г/см. Химическая формула CH(CH)CH(OCHCH)OSONa.
3
3
Борная кислота выпускается по ГОСТ 9656-75, представляет собой кристаллический порошок белого цвета. Химическая формула НВО.
3
5
3
3
Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Глицерин дистиллированный выпускается по ГОСТ 6259-75, представляет собой густую, бесцветную, прозрачную гигроскопическую жидкость, смешивается с водой в любых соотношениях. Химическая формула СН(ОН). Глицерин технический - отход получения биотоплив, его ориентировочный состав: глицерин - 80÷82%; вода - 10÷45%; NaCl - 5÷7%, плотность при 20°С - 1,27 г/см.
2
2
Карбамид выпускается по ГОСТ 2081-2010, представляет собой гранулы белого цвета, хорошо растворимые в воде. Химическая формула - CO(NH).
3
2
Алюминий хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 3759-75, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - AlCl⋅6НО.
a
b
2
Полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат 30 выпускается ОАО «АУРАТ» по ТУ 6-09-05-1456-96, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - Al(OH)Cl⋅nHO, где а+b=3, при а≥1,3. Применяется для очистки питьевой воды, промышленных и бытовых сточных вод и др.
4
3
Аммиачная селитра (нитрат аммония) выпускается по ГОСТ 22867-77. Кристаллическое вещество белого цвета. Химическая формула - NHNO
Все реагенты являются доступными на рынке Российской Федерации и экологически безопасными продуктами многотоннажного промышленного производства.
При низких температурах, 20-70°С, предлагаемый состав является кислотным, имеющим низкое значение рН за счет образования глицеринборной кислоты и дальнейшего снижения рН за счет влияния соли алюминия. В указанной области температур регулируемая вязкость состава обеспечивается наличием глицерина и комплексов соли алюминия с борат-ионами. Молекулы комплексной глицеринборной кислоты способны взаимодействовать с трехзарядными катионами алюминия за счет своих гидроксильных спиртовых групп. Ниже  приведена схема реакции, в которой отражена стереохимическая особенность молекулы глицеринборной кислоты - ее способность образовывать растворимые внешнесферные циклические комплексы с ионами алюминия за счет концевых гидроксильных групп.
2
При увеличении концентрации акваионов алюминия в растворе, наряду с циклическими структурами, возможно образование полимероподобных ассоциатов, в которых акваионы алюминия играют роль мостиков, связывающих молекулы комплексной кислоты в линейные и разветвленные пространственные ассоциативные структуры. Такое структурообразование приводит к значительному возрастанию вязкости. Регулирования вязкости и плотности добавками соли алюминия используется для регулирования физико-химических и реологических свойств предлагаемого состава. Кроме того, такое взаимодействие способствует совместимости предлагаемого состава с пластовыми водами, особенно с высокоминерализованными, с большим содержанием солей кальция и магния. В результате взаимодействия предлагаемого состава с карбонатным коллектором или карбонатными цементами полимиктового коллектора выделяется СО, который растворяется в нефти и снижает ее вязкость, что способствует увеличению степени извлечения нефти. Кроме того, более низкие значения рН растворов предлагаемого состава по сравнению с прототипом позволят более длительное время в пластовых условиях взаимодействовать с породой, увеличивая проницаемость карбонатного коллектора, при этом увеличивая радиус действия состава.
2
3
В области температур 70°С и выше, где вязкость глицерина снижается, регулируемая вязкость состава обеспечивается по другому механизму. Карбамид, входящий в состав, при тепловом воздействии гидролизуется с образованием углекислого газа СО, который растворяется в нефти и снижает ее вязкость, и аммиака NH; который с борной кислотой и нитратом аммония дает щелочную боратно-аммиачную буферную систему оптимальную для целей нефтевытеснения, с более высокой буферной емкостью, чем у прототипа. При этом обеспечивается максимальное нефтевытесняющее действие и минимальная адсорбция ПАВ на породе пласта. Повышение рН вызывает также гидролиз соли алюминия с образованием золя гидроксида алюминия, при этом вязкость состава увеличивается на 1-2 порядка. Величина вязкости регулируется концентрацией соли алюминия в составе. Образованием золя гидроксида алюминия в предлагаемом составе за счет введения соли алюминия обеспечивает увеличение вязкости в области высоких температур в 4.2-129 раз по сравнению с прототипом (так, вязкость растворов прототипа при 90°С находится в интервале 2.5-8.1 мПа.с, вязкость растворов предлагаемого состава составляет 34.5-329.4 мПа.с). Увеличение вязкости приводит к увеличению охвата пласта тепловым воздействием, подключению низкопроницаемых пропластков.
3
Таким образом, дополнительное введение в состав нитрата аммония и соли алюминия AlCl обеспечивает в широком диапазоне температур, от 20°С до 220°С, увеличение коэффициента охвата пласта воздействием путем регулирования вязкости состава для достижения оптимального соотношения вязкостей пластовой нефти и вытесняющего ее рабочего агента, а также увеличение коэффициента нефтевытеснения путем регулирования щелочности предлагаемого состава для достижения оптимального уровня рН, обеспечивающего максимальное действие и минимальную адсорбцию ПАВ, низкое межфазное натяжение на границе с пластовой нефтью.
3
3
Физико-химические свойства предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов до и после термостатирования при разных температурах приведены в таблицах 1, 2. Плотность состава определяли пикнометрическим методом, вязкость - вибрационным методом с использованием вискозиметра «Реокинетика», рН состава - потенциометрическим методом с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments, температуру застывания - криоскопическим методом, измерение межфазного натяжения - сталагмометрическим методом. Значения вязкости и плотности растворов состава варьируются в зависимости от концентраций компонентов: вязкость - от 3.7 до 47.6 мПа⋅с, плотность - от 1172 до 1279 кг/м. Значения рН растворов изменяются от 2.5 до 3.3 ед. рН. При проведении измерений межфазного натяжения на границе «нефть - раствор композиции» использовали модель нефти Усинского месторождения скв. 1322 (плотность 924 кг/м, вязкость 64.2 мПа⋅с). Межфазное натяжение всех исследуемых образцов состава на границе с нефтью имеет низкие значения, меньше 1 мН/м, от 0.11 до 0.37 мН/м, таблица 1.
Приводим примеры конкретных составов.
3
2
3
Пример 1. К 399.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl⋅6HO и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl, 10.0% мас. нитрата аммония и 41.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
3
2
3
Пример 2. 20.0 г Нефтенола ВВД, 20.0 г борной кислоты и 200.0 г глицерина добавляют к 424.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl⋅6HO и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 2.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl, 10.0% мас. нитрата аммония и 44.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
Пример 3. К 405.0 г пресной воды добавляют 13.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 7.0 г АПАВ (волгонат), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 25.0 г гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.3% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.7% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30, 10.0% мас. нитрата аммония и 40.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
3
2
3
Пример 4. 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 30.0 г борной кислоты и 200.0 г глицерина добавляют к 419.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl⋅6HO и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 3.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl, 10.0% мас. нитрата аммония и 43.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
3
2
3
Пример 5. К 456.0 г пресной воды добавляют 10.0 г Нефтенола ВВД, 200.0 г глицерина и 30.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 50.0 г нитрата аммония, 54.0 г AlCl⋅6НО и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 3.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl, 5.0% мас. нитрата аммония и 48.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
3
2
3
Пример 6. 40.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты и 200.0 г глицерина добавляют к 374.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl⋅6НО и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl, 10.0% мас. нитрата аммония и 39.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
Пример 7. К 410.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (лауретсульфат натрия), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 25.0 г гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (лауретсульфат натрия), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква-Аурат 30, 10.0% мас. нитрата аммония и 41.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
3
2
3
Пример 8. 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 50.0 г борной кислоты и 500.0 г глицерина добавляют к 99.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl⋅6НО и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl, 10.0% мас. нитрата аммония и 11.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
3
2
3
Пример 9. К 94.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl⋅6HO и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl, 10.0% мас. нитрата аммония и 11.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
Пример 10. 13.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 7.0 г АПАВ (волгонат), 50.0 г борной кислоты и 500.0 г глицерина добавляют к 105.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 25.0 г гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.3% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.7% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30, 10.0% мас. нитрата аммония и 10.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
3
2
3
Пример 11. К 299.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl⋅6НО и 300.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 30.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl, 10.0% мас. нитрата аммония и 31.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
3
2
3
Пример 12. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты и 200.0 г глицерина добавляют к 294.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl⋅6HO и 300.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 30.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl, 10.0% мас. нитрата аммония и 31.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
Пример 13. К 305.0 г пресной воды добавляют 13.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 7.0 г АПАВ (волгонат), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 25.0 г гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 300.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.3% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.7% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 30.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30, 10.0% мас. нитрата аммония и 30.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
Пример 14. 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 50.0 г борной кислоты и 500.0 г глицерина добавляют к 210.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30, 10.0% мас. аммиачной нитрата аммония и 21.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.
Глицерин и борная кислота, входящие и в прототип, и в предлагаемый состав, образуют в растворе сильную глицеринборную кислоту с низкими значениями рН. Добавление соли алюминия (гидроксохлорида алюминия) в растворы приводит к снижению водородного показателя (рН) предлагаемого состава по сравнению с прототипом. Так, значения рН растворов прототипа, содержащие 2% мас. ПАВ, 5% мас. борной кислоты и 50% мас. глицерина находятся в интервале 2.9-3.1 ед. рН, а значения рН предлагаемого состава, также содержащие 2% мас. ПАВ, 5% мас. борной кислоты и 50% мас. глицерина (составы 9, 10) и дополнительно 2.0-2.5% мас. соли алюминия (гидроксохлорида алюминия), находятся в интервале 2.5-2.7 ед. рН. Более низкие значения рН растворов предлагаемого состава обеспечивают увеличение его растворяющей способности по отношению к карбонатному коллектору и пролонгированность действия. Низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволяют им вступать в реакцию с карбонатной породой коллектора, но за счет повышенной вязкости системы реакция растворения карбонатной породы имеет невысокую скорость и является пролонгированной. Варьируя соотношения компонентов состава, можно регулировать их растворяющую способность по отношению к карбонатному коллектору, фиг. 1. Растворяющую способность растворов предлагаемого состава по отношению к карбонатным породам определяли гравиметрическим методом по скорости реакции растворов с мрамором. Определив массу и площадь поверхности куски мрамора, помещали в бюксы с растворами и выдерживали при комнатной температуре 20-23°С в течение 24 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:
p
o
V=(m-m)/(S⋅τ),
p
2
где V - скорость реакции, г/м⋅ч;
o
m - масса куска мрамора до проведения опыта, г;
m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;
2
S - площадь куска, м;
τ - время опыта, час.
Так как растворы предлагаемого состава являются кислотными, с рН 2.5-3.3 ед. рН, а их вязкость меняется в интервале от 3.7 до 47.6 мПа⋅с, таблица 1, их взаимодействие с карбонатным коллектором будет определяться и значением рН, и вязкостью раствора, при этом на скорость взаимодействия прежде всего будет оказывать влияние вязкость раствора. В растворах с большей вязкостью взаимодействие композиций с породой коллектора будет более медленным, но пролонгированным.
Исследование совместимости растворов предлагаемого состава с минерализованными пластовыми водами показало, что при разбавлении растворов в 2, 10 и 100 раз моделью пластовой воды с общей минерализацией 62 г/л выпадения осадка не наблюдается.
Лабораторные исследования зависимости от рН буферной емкости предлагаемого состава проведены до и после термостатирования при различных температурах. Экспериментально буферную емкость состава определяли на основании кривых титрования исследуемого раствора сильной кислотой и сильным основанием. Для исследований растворы термостатировали в герметично закрывающихся стальных ячейках в воздушном термостате при температуре 90°С в течение 1 суток и при 150°С в течение 8 часов. На фиг. 2 приведена зависимость от рН буферной емкости растворов предлагаемого состава до и после термостатирования при температурах 90 и 150°С и состава прототипа после термостатирования при температуре 150°С. До термостатирования максимум буферной емкости предлагаемого состава находится в кислой области рН 2-4, что обусловлено образованием сильной глицеринборной кислоты. После термостатирования максимум буферной емкости находится при рН 9-10, что связано с образованием комплексной боратно-аммиачной буферной системы в результате гидролиза карбамида (аммиак, образующийся при гидролизе карбамида, нейтрализует глицеринборную кислоту, образуя с ее солью и нитратом аммония боратно-аммиачную буферную систему с максимумом в области рН 9-10, оптимальной для целей нефтевытеснения). Добавление в предлагаемый состав нитрата аммония обеспечивает его более высокую буферную емкость по сравнению с прототипом. При увеличении температуры термостатирования значения максимальной буферной емкости предлагаемого состава повышаются. После термостатирования при 150°С значения максимальной буферной емкости предлагаемого состава в 1.6-3.0 раза выше, чем у прототипа, фиг. 2.
Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида и нейтрализации карбонатной породы углекислый газ вызывает снижение вязкости нефти, что приводит к благоприятному изменению соотношения подвижностей нефти и водной фазы и дополнительному нефтевытеснению. Эффективность предлагаемого состава определяли по изменению реологических свойств нефти до и после взаимодействия с предлагаемым составом.
Моделируя область паротеплового воздействия, нефть Усинского месторождения термостатировали с предлагаемым составом 3, 9 и 12 при 90, 150 и 250°С в течение 3, 1 суток и 4 часов, соответственно. Термостатирование нефти с составами проводили следующим образом. В герметично закрывающуюся ячейку, выполненную из легированной стали, помещали системы: «нефть - состав» в соотношении 2:1 и ставили в воздушный термостат при различных температурах. Через определенное время ячейку вынимали из термостата и охлаждали.
Методом вибрационной вискозиметрии с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком проводили исследования зависимости вязкости нефти до и после термостатирования с растворами состава от температуры в процессе нагревания от 20 до 70-90°С.
Исследования проводили следующим образом:
- в термостатируемую ячейку помещали 5 мл нефти;
- зонд камертонного датчика опускали в нефть и включали термостат;
- фиксировали значения вязкости через каждые 10 градусов, предварительно выдержав при этой температуре 10 минут.
2
На фиг. 3 приведены результаты исследований влияния на реологические характеристики нефти Усинского месторождения растворов предлагаемого состава в процессе термостатирования при различных температурах. Под действием высокой температуры карбамид, входящий в раствор композиции, гидролизуется с образованием углекислого газа, который растворяется в нефти. Поэтому в системе нефть - раствор нефтяная фаза будет обогащена СО, который снижает вязкость нефти. Для сравнения, после термостатирования с дистиллированной водой вязкость нефти снижается в зависимости от температуры термостатирования минимально на 16% (после термостатирования при 90°С) и максимально после термостатирования при 250°С в 2.2 раза. При термообработке с растворами состава вязкость нефти снижается минимально в 3.6 раза, максимально - в 5.5 раз, фиг. 3. Кроме того, проведены исследования влияния состава на температуру застывания нефти. Определение температуры застывания нефти проводили по ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания». Термостатирование нефти с растворами предлагаемого состава приводит к снижению температуры застывания нефти. После термостатирования нефти с дистиллированной водой при температурах 90, 150 и 250°С температура застывания нефти снижается незначительно, с минус 13 до минус 17-18°С. После термостатирования нефти при температурах 90, 150 и 250°С с предлагаемым составом температура застывания нефти снижается значительно, до минус 24-29°С, таблица 3.
2
2
Проведено исследование влияния закачки предлагаемого состава на фильтрационные характеристики и коэффициент нефтевытеснения модели неоднородного пласта пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, приготовленной из дезинтегрированного мрамора, моделирующего карбонатный коллектор, в интервале температур 23-150°С. Для изучения фильтрационных характеристик были приготовлены модели неоднородного пласта, состоящие из двух колонок, заполненных дезинтегрированным мрамором. Проницаемость колонок в первой модели составляла 2.849 и 1.091 мкм, во второй - 1900 и 0.600 мкм. Для нефтевытеснения использовали в первой модели состав 1, во второй - состав 11 (фиг. 4).
В первой модели пласта в направлении «пласт - скважина» фильтровали модель пластовой воды Усинского месторождения. Фильтрация (фильтрационный поток) проходила преимущественно через первую (более высокопроницаемую) колонку. При пропускании объема воды, равного 1.8 объема пор модели, при 23°С коэффициент нефтевытеснения водой для первой и второй колонок составил, соответственно, 48.20 и 1.77%, фиг. 4.
В направлении «скважина - пласт» закачали состав 1 в объеме 0.5 объема пор и протолкнули на заданное расстояние водой. При этом в первую колонку вошло 70%, во вторую - 30% объема закачанного раствора. Модель выдержали 12 часов и в направлении «пласт - скважина» продолжили нагнетание воды. В результате обработки раствором состава 1 и последующего вытеснения водой наблюдался прирост коэффициента нефтевытеснения на 1.66 и 12.86% из первой и второй колонок, соответственно. Максимальный перепад давления между входом и выходом модели неоднородного пласта при этом составил 21.7 атм/м. Поднятие температуры модели до 50°С и фильтрация через нее воды не привело к дополнительному нефтевытеснению, увеличились лишь скорость фильтрации и подвижность жидкости в колонках.
Затем подняли температуру модели неоднородного пласта до 90°С и продолжили фильтрацию. Повышение температуры привело к увеличению подвижности жидкости в колонках из-за снижения вязкости нефти и дополнительному вытеснению нефти из колонок на 1.5 и 11.0% из первой и второй колонок, соответственно. Дальнейшее увеличение температуры модели неоднородного пласта и фильтрация воды через нее не привели к дополнительному нефтевытеснению.
В целом по модели коэффициент нефтевытеснения за счет вытеснения водой и использования предлагаемого состава 1 составил для первой и второй колонок 53.61 и 35.81% (среднее по модели 45.21%). Прирост коэффициента нефтевытеснения за счет использования состава составил по первой и второй колонкам 5.40 и 35.04% (в среднем по модели 20.22%). Из полученных результатов следует, что применение предлагаемого состава позволило выровнять фильтрационные потоки и подключить к разработке более низкопроницаемую колонку, то есть привело к увеличению охвата пласта заводнением и тепловым воздействием, а также к увеличению коэффициента нефтевытеснения.
2
На фиг. 4  представлены результаты изучения влияния закачки состава 11 на фильтрационные характеристики и коэффициент нефтевытеснения модели неоднородного пласта пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, приготовленной из дезинтегрированного мрамора, с проницаемостью колонок 1.900 и 0.600 мкм.
Через модель неоднородного пласта в направлении «пласт - скважина» при температуре 23°С фильтровали модель пластовой воды Усинского месторождения до полной обводненности продукции на выходе. Фильтрация проходила при градиенте давления 1-1.5 атм/м. Коэффициенты нефтевытеснения для первой и второй колонок составили 61.5 и 21.0%, соответственно. Далее температуру модели неоднородного пласта подняли до 150°С и выдержали в течение 24 часов. После этого через модель неоднородного пласта в направлении «пласт - скважина» возобновили фильтрацию модели пластовой воды Усинского месторождения, при этом наблюдалось дополнительное нефтевытеснение. Прирост коэффициента нефтевытеснения при 150°С составил 5.8 и 10.7% для первой и второй колонок, соответственно. В направлении «скважина - пласт» закачали оторочку 0.5 объема пор состава 11 и протолкнув водой выдержали в течение 24 часов.
Градиент давления при закачке композиции составлял 4.5 атм/м. В направлении «пласт - скважина» фильтровали модель пластовой воды до полной обводненности продукции на выходе из колонок. Прирост коэффициентов нефтевытеснения для первой и второй колонок составил 7.9 и 14.8%, соответственно. Далее модель неоднородного пласта выдержали при 150°С в течение 48 часов, после этого возобновили фильтрацию модели пластовой воды в направлении «пласт - скважина» только через вторую (менее проницаемую) колонку. При этом наблюдался прирост коэффициента нефтевытеснения по второй колонке на 7.2%.
В направлении «скважина - пласт» при температуре 150°С во вторую колонку закачали вторую оторочку состава 11, 0.25 объемов пор, и, протолкнув оторочкой модели пластовой воды, оставили на 24 часа. После выдерживания в направлении возобновили нагнетание модели пластовой воды Усинского месторождения в направлении «пласт - скважина». Прирост коэффициента нефтевытеснения для второй колонки составил 10.2%.
После этого фильтровали модель пластовой воды Усинского месторождения через обе колонки в направлении «пласт - скважина». Небольшой прирост коэффициента нефтевытеснения наблюдался только для второй колонки 0.5%.
Суммарный коэффициент нефтевытеснения водой и составом 11 составил для первой и второй колонок 75.2 и 64.4% (средний по модели 69.8%). Прирост коэффициентов нефтевытеснения за счет использования состава 11 составил 13.7 и 43.5% для первой и второй колонок, соответственно (средний по модели 28.6%).
Анализ проб воды, отобранных в процессе эксперимента, показал после первой закачки состава 11 наличие в 1-й и 2-й колонках карбамида с концентрацией 78.5 и 15.0 г/л, соответственно. После второй закачки состава 11 и последующей фильтрации через вторую колонку при температуре 150°С, концентрация карбамида в ней снижается с 300 до 36.7 г/л, а после совместной фильтрации через обе колонки концентрация карбамида в первой и второй колонках снижается до следовых количеств, что связано с гидролизом карбамида при высокой температуре. Значения водородного показателя после обработки составом 11 увеличиваются с 6.8 до 8.8-9.4 ед. рН.
Исследование влияния закачки предлагаемого состава на фильтрационные характеристики и коэффициенты нефтевытеснения моделей неоднородного пласта пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения показало, что предлагаемый состав обеспечивает увеличения охвата пласта заводнением и тепловым воздействием, а также высокий прирост коэффициентов нефтевытеснения, особенно из более низкопроницаемыхмоделей пласта: по высокопроницаемым колонкам прирост коэффициентов нефтевытеснения составил 5.40-13.7%, по более низко проницаемым колонкам 35.81-43.5%, в среднем по моделям 20.2-28.6%, что обеспечило достаточно высокие суммарные коэффициенты нефтевытеснения. Предлагаемый состав имеет более высокий прирост коэффициентов вытеснения по сравнению с прототипом (у прототипа прирост коэффициентов нефтевытеснения составил в среднем по моделям 16.5-22.4%), особенно по более низко проницаемым колонкам. При этом суммарные коэффициенты нефтевытеснения в среднем по моделям у предлагаемого состава находятся в области 45.2-69.8%, а у прототипа - в области 28.6-61.7.
3
Таким образом, предлагаемый состав для увеличения нефтеотдачи позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи как за счет выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением и тепловым воздействием в результате сохранения вязкостных свойств вытесняющего флюида, так и за счет увеличения доотмыва нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти. Предлагаемый состав для увеличения нефтеотдачи является низкозастывающим, имеет низкое межфазное натяжение на границе с пластовой нефтью, совместим с минерализованными пластовыми водами, позволяет регулировать плотность в пределах от 1172 до 1279 кг/м, вязкость растворов - от 3.2 до 47.6 мПа⋅с, рН - от 2.5 до 3.3 ед. рН. Состав характеризуется замедленной реакцией с карбонатными породами, предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции, оказывает обезвоживающее действие, увеличивает проницаемость пластов-коллекторов. В широком диапазоне пластовых температур, от 20 до 220°С, состав имеет высокую буферную емкость в широком диапазоне рН (от 2.5 до 10 ед. рН), при высоких температурах непосредственно в пласте состав образует щелочную боратно-аммиачную буферную систему, оптимальную для целей нефтевытеснения. При контакте с высоковязкой нефтью при высокой температуре происходит деэмульгирование нефти, снижается вязкость и температура застывания нефти.