Состав для извлечения нефти из пласта

Состав для извлечения нефти из пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

А1

09) И1) (51)5 Е 21 В 43 22

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

0,05"2,0

1,0-4,0

0,4"2,0

Остальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ .СССР

flO ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

> (46) 23 ° 05 ° 91. Ьюл, Р 19 . (21) 3762245/03 г Q2) 28 ° 06. 84 (.711 Институт химии нефти СО AB СССР (721 Л.К.Алтунина, В.А.Кувшинов н 3.А.Роженкова (53) 622.276:(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

9 Ó93022, кл. Е 21 В 43/20, 1979. (541(57) СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ 11ЕФТИ ИЗ ПЛАСТА, включающий неионогенное ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол ОП-.10, АФ -12 или превоцел,щелочную добавку v воду, о т л и ч А ашийся тем, что, с целью повЬппе- ния нефтевытесияющей способности состава, в качестве щелочной добавки он содержит аммиачньй буферный расФвор, обеспечивающий рН среды 9 1010,2 и состоящий из аммиака и соли аммония.>.при следующем соотношении. компонентов, мас.Х:

Оксизтнлированный алкйлфенол

ОП-10 АФ -12 или превоцел

Соль аммония

Аммиак

Вода

1 . 12

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повьппения нефтеотдачи пластов заводнением.

Целью изобретения является повышение нефтевытесняющей способности состава.

Использование для заводнения аммиачного буферного раствора, состоящего из аммиака и соли аммония,обеспечивающего рН среды 9„10-10,2, ноЗьппает нефтеотдачу пластов. При этом не наблюдается выпадения гидроксидов щелочно-земельных металлов. При меньших значениях рН положительный эффект не достигается, При более высоких значениях рН может наблюдаться выпапение гидроксидов двухвалентных металлов (Са, Nq

Концентрация неионогенных ПАВ— оксиэтилированных алкилфенолов находится в интервале 0,05-2,0 мас.%.

При меньших концентрациях положительный эффект не достигается„ Нефтевытесняющая способность составов, содержащих 0,5-2,0 мас.%. IIhB при том же соотношении остальных компонентов, практически находится иа одном уровне. Дальнейшее увеличение кон, центрации ПАВ не приводит к существенному увеличению положительного эффекта и экономически не оправдано, Концентрация соли аммония находится в пределах 1,0-4,0 мас.%.. При этом положительньй эффект достигается вне зависимости от того, какие соли ам-, мония используют для создания аммиачной буферной системы. При меньшей концентрации соли аммония положительHblH эффект не достигается, так как буферная емкость системы уменьшается. Положительный эффект для составов с концентрацией соли аммония

2,0-4,0 мас.% практически находится на одном уровне, дальнейшее увеличение концентрации не приводит к увеличению положительного эффекта и эко. номически не оправдано. Так как иэ .всех солей аммония для промышленного применения наиболее перспективна амю очная селитра, производство которой составляет десятки миллионов тонн в год (мировое производство в

1980 г. - 14 млн, т в пересчете на азот), большинство исследований проведено с аммиачной селитрой.

Концентрация аммиака находится в пределах 0,4-2,0 мас.7.. При меньшей

59705 3

I концентраЦии не достигается положительный эффект. Нри большей концентрации может наблюдаться выпадение гицроксидов 1 елочно-земельных металлов (Са, М )

Чем вьппе минерализация пластовой воды, тем большее количестВо аммиака нужно добавлять для достижения необходимого значения рН буферного раст1О вора.

Чем больше концентрация соли аммония, тем большее количество аммиака должен содержать состав.

Состав может быть рекомендован

15 для пластовых вод различной степени минерализации при значении рН буферной системы 9,10-10,2, которое дости-гается добавлением различных количеств аммиака и соли аммония. Концент20 рация аммиака и солей аммония, образующих буферную систему, подобрана так, что система имеет высокую буферную емкость, Так, при двадцатикратном разбавлении предлагаемых составов пластовой водой исходное значение рН сохраняется, при сорокакратном разбавлении исходное значение рН составов меняется не более чем на

0„2 единицы рН. зО . Неионогенные ПА — оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10) и превоцел ИО -12) производства комбината

Буна (ГДР) освоен промышленностью для применения при заводнении. Неонол АФ вЂ” 12 — оксиэтиллированный алкилфенол со с гепенью оксиэтилирования, равной 12, и длиной углеводородного радикала С, синтезирован во

-ВНИИ ПАВ и является аналогом продук,1О та, производство которого намечено на Нижнекамском нефтехимическом комбинате и составит 250 тыс. т в год, Соли аммония: Аммиачная селитра

ИН4003, ристый а ний НН4С1. мойий уксуснокислый СН СООЙН

Аммиачная селитра и другие соли аммония используются в качестве удобрений, хладагентов и пр. Для .повьппения нефтеотдачи пластов не.применяу1. лись.

Аммиак — использована аммиачная вода с концентрацией 25 мас.Х, Соли, аммония и аммиак совместно в композицияк для повышения нефтеотдачи пластов никогда не применялись. рН растворов измеряли на рН-метре рН-340 с использованием стеклянного и хлорсеребряного электродов, 1259705 га

Пример .2, Аналогична примеру l 2,0 r ОП-)0 (0,2 мас. ),20,0 r аммиачной селитры (2,0 мас.Х) и

25,0 r 25X-ного аммиака (0,62 мас.X) растворяют s 953,0 г пластовай воды месторождения. Состав имеет рН 9,25; межфазнае натяжение на границе с .нефтью месторождения при 56 С равно

l,7 нИ/м. Полученный состав .исполь- 50 зуют для нефтевытеснения. Заводнение . проводят тремя паровыми объемаии пластовой води, затем одним паровым . объемом состава, снова двумя паровы ми объемами пластавой воды, одним ::И паровым объемам, састава и опять пластовой водой. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

Калибровку проводили по стандартным буферным растворам.

По полученным данным рассчи)ывали коэффициент вытеснения нефти ва5 дой К,%3 абсолютный коэффициент нефтевытеснения К д.„,% (суммарно водой и буферным .раствором ПАВ}; абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения, 6 К „ К », - К .,Х: относи- 1О тельный прирост коэффициента нефтевытеснения bK,Х, равный отноше8,6тм нию количества нефти, вытесненного буферным раствором IIAB, к каличестsy оставшейся нефти, 15 е П р и м а р 1. 2,0 r ОП-10; 20 Îr аммиачной селитры и 30,0 r 25X-ного раствора аммиака растворяют в 948,0r пластовай воды месторождения с плотностью р ** 1,01 (16,3 .г/лр/ аС1;

3,0 г/л CaC) ; .0,31 r/ë Ма)С), 0,15 г/л МаНСО, 0,02 г/л Ala $06}. Получают состав, содержавший 0,2 мас. .

ОП-10; 2,0 мас.X аммиачной селитры, 0,.75 мас.Х аммиака; минералиэован- 25 нвя вода - остальное, Состав имеет рН 9,35. Межфазное натяжение полученного состава на границе с нефтью месторождения, пласта АВ, при пластовой температуре 56 C составляет зб

1,7 мН/м,.

Полученный состав используют для нефтевытеснения нефти Советского .месторождения, пласта АВ„, при пластовой температуре 5611 С. Заводнео ние проводят сначала тремя паровыми объемами пластовой воды месторождения, затем одним паровым объемам. состава и снова пластовай водой.Ка- зффициенгы нефтевытеснения приведены s таблице.

Hp и м е р 3. Аналогично приме(ру 1 )0,0 г 0П-10 (l 0 »c X >

20,0 г аммиачной селитры (20 мас.,). и 20,,0 г 25Х-ного аммиака (0,5 мас.Х) растворяют s 950,0 г пластовой воды месторождения. Состав имеет рН 9,), межфазное натяжение на границе с нефтью при 56 С равно 0,7 мГ/м. Полученный состав используют для вытеснения нефти. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

П р и и е р 4. Аналогично примеру 1 10,0 г ОП-10 (1,0 мвс.Х), 25,0 г аммиачной селитры (2,5 мвс.X) и 8,0 r 25X-ного аммиака (0,2 мас.Х) растворяют в 957,0 г пластовой воды месторождения. Состав имеет рН 8,75) межфазное натяжение на границе с нефтью при 56 С равно ).3 мН/м. Коэффициенты нефтевытеснеиия составв приведены в таблице.

П р и м е,р 5. Аналогично приме-. ру 1 10,0 r ОП-10 (1,0 Мас.X),20,0r аммиачной селитры (2,0 мас. ) и

40,0 г 25%-ного аммиака 1,0 мас Х растворяют в 930,0 r воды месторождения. Состав имеет рН 9,7; межфазное: натяжение на границе с нефтью 0,6 мН/

/м. Коэффициенты нефтевытеснения состава приведены s таблице.

Пример 6, Аналогично примеру 1 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.X),20,0r аммиачной селитры (2,0 мас.X) и

80,0 г 25%-нога аммиака (2,0 мас.X} растворяют в 890,0 г пластавой водА месторождения. Состав. имеет рН !0,2, коэффициенты нефтевьггеснения приведены в таблице.

Пример 7. Аналогична примеру

1 10,0 r. АФ -12 (1,0 мас.%}, 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.7) и 80,0r

257.-ного аммиака (2,0 мас.Х ) растворяют в 890,0 г пластавай воды месторождения. Состав имеет рН 10 2, коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

Пример 8, Аналогично примеру 1 10,0 r превацела p!G -12 (1,0 мас.l), 25,0 r аммиачной селитры (2,5 мас.. ) и 80,0 r 25%-ного аммиа ка (2,0 мас.Ж) растворяют в 885 ° 0 r пластавой воды месторождения. Состав имеет рН 10,2. Коэффициенты нефтевытеснения приведены н таблице.

Пример 9. Аналогично примеру 1 5 0 r ОП-)О (0,5 мас.%), 20,0 r аммиачной селитры (2,0 Mac. ) и

1259705

40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.X) растворяют в 935,0 г пластовой ноды ( месторождения, рН 9,9. Коэффициенты

Иефтевытеснения приведены в таблице, Пример 10, Аналогично приме ру. 1 20,0 г ОП-IO (2,0 мас.%), 20 O г аммиачной селитры 12,0 мас.X) и 40,0 г 25%-ного аммиака (1Ä0 мас.X) растворяют в 920,0 г пластовой воды 1О месторождения, рН 9,8. Коэффициенты нефтевытеснения приведены н таблице, Пример 11. Аналогично примеру 1 1,0 г ОП-10 (О, 1 мас.% )

20 О г аммиачной селитры (2,0 мас.%), 15

40,0 г 257.-ного аммиака {1,0 мас,%) растворяют в 939,0 г пластоной нады месторождения, рН 9.9. Коэффициенты нефтенытеснения приведены н таблице, П р и и е р 12, Аналог:гпту при- ?б меру 1 0,5 г ОП {0,05 ма-.7 1, 20.0г аммиачной селитры (2 О мас.%) и

40,0 г 257.-ного аммиака (l G мас.%) растворяют н 939,5 г пластовой воды

-.месторождения, рН 9,9. Коэффициенты нефтевытеснения приведены н таб-, л.ице.

Пример 13, Аналогично приме) ру 1 .1 00 г ОП-10 (1,0 мас.Х; 1, 5,0 r аммиачной селитры {0,5 мас.Х)- 30 и 5,0 r 25%-ного-аммиака (0,1 25 мас„,%;, растворяют в 980,0 г пластовой воды месторождения, рН 9,7, . Коэффициенты нефтевытеснения приведены н та!улицею 35

Пример 14. Аналогично примеру 1 10,0 г ОП-10 (),,G мас.%1, IG G г аммиачной селитры (I,„G мас,%) и 16,0 г 25%-наго аюаыка (0,4 мас,%1 растворяют в 964,0 г пластовой воды месторождения, рН 9,7, Коэффициенты нефтенытеснения приведены н таблице б

Пример 15. Аналогично приме.— ру II 10,0 г ОП-10 (I„G мыс.X ), 40,0 r аммиачной селитры (4,0 мас,% и 40,0 г 25%-ного ам яака (1,0мас,% ), . растворяют в 91G 0 r плaстоной воды .месторождения, рН 9,7. Коэффициенты.

1нефтевытеснения приведены н таблице..";в

П р и и е р 16. Аналогично примеру 1 10 0 г ОП-10 (1 0 мас %),,:

30,0 г ацетата аммония (3.0 мас,.X) и 40,0 г 257.-ного аммиака (1,0 мас.%) растворяют в 920,0 г пластоной воды > месторождения, рН 9,2: Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таб †" лице.

П р и и е р 17. Аналогично примеру I 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%), 20,0 г хлористого аммония (2,0 -мас.%) и 28,0 r 25%-ного аммиака (0,7 ма@.X) растворяют в 942,0 г пластоной воды месторождения, рН 9,3. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

Пример 18. Аналогично приме- ру ) 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.% ),20,0 г хлористого аммония (2,0 мас,X) и ..

10,0 г 25%-ного аммиака (0,25 мас.Ж) растворяют в 960,0 r пластовой воды месторождения, рН 8,2. Коэффициенты нефтевытеанения приведены в таблице.

П р и и е р 19. В 910,0 r закачинаемой воды Ромашкинского месторожде- .

Hpÿ с плотностью J> =- 1,089 (91,1 г/л

ЯаС1, 30,2 r/ë СаС1, 8,7 г/л NqCI<) растворяют 10.0 r ОП-10; 20,0 г аммиачной селитры и 60,0 г 25%-ного

amma

1,0 мас.% ОП"10, 2,0 мас.7. аммиачной селитры, 1,5 мас.7. аммиака; минерализонанная вода — остальное. Состав имеет рН 9,35. Иежфазное натяжение полученного состава на границе нефтью месторождения {дегазиронанная нефть Ромащкинского месторождения„ н которую добавлено 30% керосина при пластоной температуре 30"С

2,1 мН/м. Полученный состав использу" ют для нефтевытеснения. Вытеснение нефти пронодят при 30 С тремя гороньми объемами закачиваемой воды Ромашкннского месторождения с

I„G89, затем одним поровьм объемом состава, снова двумя поровыми объемами закачиваемой воды, одним пороным объемом состава и закачинаемой водой Ромашкинского месторождения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. (Пример 20. Аналогично примеру 19 IGÐG r ОП-10 (1.0 мас,X ), 25,0 г аммиачной селитры (2,5 мас.X) и 25,0 г 25%-ного аммиака (0,6 мас.Ц растворяют в 940„0 г закачиваемой воды месторождения с плотностью р 1,089, рН 8,9. Иежфазное натяжение на границе с,нефтью при 30 С равно 1,9 мН/м, Коэффициенты нефтевытеснен: я приведены н таблице.

П р и и е р 21, Аналогично примеру 19 10,0 г ОП-10 (l О мас:%), 25,0 r аюмачной. селитры (2,5 мас.X) и 8„0 г 257;ного аммиака (О,2 мас.%) растноряют в 957,0 г закачинаемой во!

259705 ды месторождения, рН 8,5. Иежфаэное натяжение на границе с нефтью при

ЗОФС равно 2,1 мН/м. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице, Пример 22, 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.X ), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.Ж} и 40,0 r 25 -ного аммиака (1,0 мас.X ) растворяют в

930,0 г закачиваемой воды месторож- 1о дения с плотностью P = 1,1 .(124,6 г/л HaCI, 11,4 г/л СаС1, 0,4 г/л

МоС1 ) . Состав имеет рН 9,35. Полученный состав используют для вытеснения нефти Арланского месторождения (йспользуют дегазированную нефть

Арланского месторождения, в которую добавлено 30% керосина). Вытеснение нефти проводят при пластовой темпе- о ратуре, равной 24 С, сначала тремя 20 поровыми объемами закачиваемой воды месторождения с плотностью р = 1 1, затем одним поровым объемом состава и снова закачиваемой водой. Коэффициенты нефтевытеснеиия приведены в 2S таблице.

Пример 23, Аналогично примеру 22 10,0 r ОП-10 (1 0 мас. }, 20,0 r аммиачной селитры (2,0 мас.%1 н 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас.X) 3п растворяют в 890,0 г закачиваемой воды месторождения с,плотностью р

i 1, рН 9,6. Коэффициенты нефтевы° теснения приведены в таблице.

Пример 24..Аналогично примеру 22 10,0 r АФ "!2 (1,0 мас. ), 25,0 г аммиачной селитры (2,5 мас.%) и 80,0 г 25 ;ного аммиака (2,0 масЛ) растворяют в 885,0 r закачиваемой воды месторождения., рН 9,7, Хоэффи- 4б циенты нефтевытеснения приведены в таблице.

П р н м е р 25 (по прототипу),Готовят раствор ОП-10 с концентрацией . 0,2 мас. Й, для чего 2,0 г ОП-10 раст-4 воряют в 998,0 r пресной воды с плотностью р = 1,0 речная вода,р.Томь);

1 5 r p3a0H (0,15 мас. ) растворяют в 998,5 речной воды; 8,0 г М С1 (0,8 мас. ) - в 992,0 г речной воды.

Полученные растворы используют для вытеснения нефти. Нефть месторождения, пласта АВ, вытесняют при 56 С л сначала тремя поровыми объемами пластовой воды месторождения с Р 1 01, затем одним поровым объемом раство" ра ОП-10 в речной воде с концентрацией О,? хаасс,, затем двумя поровыми объемами раствора daQH в речной воде с концентрацией 0 15 мас.Ж, затем одним поровым объемом речной воды, по,".ле чего двумя поровыми объе-, мами раствора М С! с концентрацией

0,8 мас.% и затем пластовой водой месторождения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

Как видно иэ примеров и таблицы, предлагаемый состав по сравнению с прототипом обеспечивает увеличение прироста коэффициента нефтевытеснения в условиях доотмыва в 2-4 раза при значительно меньшем объеме исполь зуемой жидкости (1-2 поровых объема в предлагаемом составе по сравнению, с 6 поровьмн объемами по прототипу)> не требует использования пресной во- ды и чередующихся оторочек. В составе используются только продукты многотоннажного производства химической промьппленности.

Состав приченяют без дополнительных затрат на обустройство промыслоФ при. существующей технологии закачки в нефтяные пласты растворов ПАВ. Состав может быть использован для повы- . шения нефтеотдачи пластов с .различной степенью минералиэации пластовых вод, в широком интервале пластовых температур.

1Ь

Прирост коэффициентов нефтевытесиения

3 предляРяеиоРО состава и ирОтотина

° ФФФ В дн

За

OII-l0 0,2

Аммиачная

: селитра 2,0

Аммиак 0,75

Советское 29,3

9„)О 56 3

2,0 а,з

)q0

38 6,9

lÎ,2 56

28,8 64,5

ОП-I Î

Аммиачнаяя селитра

Аммиак

ОП-!О

Аммиачная селитра

Аммиак, ОП-l0

Аммиачная се-. лйтра Аммиак

ОИ-10

Аммиачная селитра

Аммиак

ОП-1 0

Аммиачнаяя селитра

Аммиак

АФ -12

Аммиачная селитра

Аммиак

Пласто йая во"- 9,3

Да местороядеОбъем оторочки s пороВЫХ. объемак

1259705

1,0

26,8 63,0

2,0

2,0

10I 2 56 1

0,5

29еб б2, Ф

9,9 56

2,0

1,0 м

2,0

29,6 б4,3

2,0

1,0

9,В 56 оэl

15g7 34р4

9,9 56

1 11»

2i0

1,0

0,05

34t7 .30 0

2,0

1,0

190

6t9 35j3

0 5

ОР125

} lt

3,0

l 6 6 .36,7

3,0

0,4

4,О

lt0

1,0

3,0

1 0

1 . и

Превоцел

Ý6-! 2

Аммиачная селитра

Аммиак

ОП-10

Аммиачная селитра

Аммиак

ОП-10

Аммиачная селитра Аммиак

ОП" I О

Аммиачная селитра

Аммиак

ОП-10

Аммиач" ная селитра

Аммиак

ОП-!О

Аммиачная селитра

Аммиак

ОП- 10

Аммиачная селитра

Аммиак

ОП-IО

Аммиачная селитра

Аммиак

OH-30. Ацетат аммония

Аммиак

33родолжение табли

5 Ф т 4 4

9,7 56

Плас1ьвая:. вода Советского ф,2 56 мвсторожв

1259705

° Р -1,О!

28 7 59 2

2 0

0, То же

0,25

З,О Ь,Ь

1,0! Ромапкиис- 25,4 48,5

2 «ое 3695 69ti

2 0

1,5! Ä0 То. же

6>9 !5 1

2 5

0,6

ОП-10

1,0

4>3 913

1,0

2,0

1 0

1,0 То же

3! 2. 616

9э6

2ФО . 2,0

E 0

97 - 24 .: 1

32,0 64,!

2,5

2,0

ОП«10

ХлорисТЫЙ амионии

Аммиак

ОП-!О

Хйористый аммоний

Аммиак

ОП-10

Аммиачная се литра

Аммиак

ОП-10

Аммиачная селитра

Аммиак

Аммиач" ная селитра

Аммиак

ОП-10. Аммиачная се литра, Аммиак

ОП-10 . Аммиачная селитра

° Аммиак

АФ -12

Аммиачная селитра

Аммиак

Заканчиваемая вода

Ромашкинского места- 9,35 ЗО рождения, P =E,089

8,9 ЗО ° 1

85 3О

0,2

Закачиваемая вода АрМанского 9q35 месторождения, Р Eý!. Продолжение таблицц

8 9 Зр

Арлайс" 30, 9 62,9 кое

1259705!

Ородолмение таблицы

9 10

25 Ilo прототипу

ОП-10 2,0 Речная вода

hfa0H I 5 р.Томь, Р- 1,00

1,8 18,2

100,0

8,0 ав амвюайевйв4вавен».. Составитель И.Лопакова

Техред К.Ходанич

Корректор А.Знмокосой

Редактор Г.Вельская

Тирак 372

ВИИИПИ Государственного комитета СССР .по делам иэооретеннй . и открытий

113035, Иосква., Ж-35 ° Раушская наб., д.4/5

Подписное

Заказ 2449

Производственно- полиграфическое предприятие, r.укгород, ул.Проектная, 4

Ърасййя

Вода. йлористый магний

I ,2

Советское