Состав для заводнения нефтяного пласта

Состав для заводнения нефтяного пласта

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения нефти из пластов с высокоминерализованными водами. Цель - повышение эффективности состава за счет снижения степени химической деструкции неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) и токсичности состава. Состав содержит следующие компоненты при их соотношении, мас.%: НПАВ 1 - 10, совместимые с пластовой водой технические лигносульфонаты 0,1 - 2,5; вода остальное. В качестве НПАВ состав содержит неонол или его товарную, форму в пересчете на неонол. Использование состава позволяет обеспечить степень защиты НПАВ от химической деструкции до 80 - 90%, уменьшает токсичность состава. Кроме того, снижается адсорбция НПАВ на породе. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов. Цель изобретения - повышение эффективности состава при заводнении пластов с высокоминерализованными водами за счет снижения степени химической деструкции неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) и токсичности состава. Для этого в составе, содержащем НПАВ, ингибитор химической деструкции и воду, в качестве НПАВ используют неонол или его товарную форму, а в качестве ингибитора химической деструкции - совместимые с пластовой водой технические лигносульфонаты ЛСТ при следующем содержании компонентов, мас.%: Неонол или его товарная форма (в пересчете на неонол) 1,0-10,0 Совместимые с вы- сокоминерализован- ными пластовыми во- дами технические лигносульфонаты 0,1-2.5 Вода Остальное Состав готовят растворением компонентов в воде в любой последовательности. Товарные формы неонолов (оксиэтилированных алкилфенолов АФ₉-12) имеют температуру застывания от -15 до -30^оС, растворимы в водах любой минерализации и применимы, таким образом, в любых климатических условиях. Однако при испытании товарных форм неонола на химическую стабильность установлено, что в товарных формах типа СНО неонолы также подвержены химической деструкции, как и ПАВ и требуют эффективных методов защиты. Лигносульфонаты являются побочным продуктом производства сульфитной целлюлозы, получаемой в результате биохимической переработки сульфитного щелока. Товарные лигносульфонаты содержат 85-90% сухих веществ целевого продукта, остальное - соли сернистой кислоты и примеси к лигносульфонатам - небольшое количество углеводов и соли уксусной и муравьиной кислот. Из выпускаемых промышленностью технических лигносульфонатов лишь часть совместимы с высокоминерализованной водой и только эти лигносульфонаты обладают свойствами ингибиторов химической деструкции. Остальные образуют осадок с высокоминерализованными водами и не являются ингибиторами химдеструкции. В табл. 1 приведены результаты испытаний технических лигносульфонатов различных марок на совместимость с пластовыми водами. Марки ЛСТ Балахна, Клайпеда и Сясьстрой не образуют осадков с пластовыми водами при минерализации до 270 г/л. Эффективность данного состава определяют по следующей методике. Для изучения процесса химического разрушения НПАВ в пластовых условиях с определением степени химической деструкции НПАВ в герметичный сосуд загружают 1 г керновой породы, 1-10 г НПАВ, 0,05-5,0 г ЛСТ и добавляют пластовую воду до 100 г. При таком соотношении компонентов процессы, связанные с адсорбцией НПАВ на породе, сведены к минимуму и могут быть отнесены к ошибке эксперимента, равной 3-5%. Реакционную смесь выдерживают в термобарических условиях пласта исследуемого месторождения 21 ч. Затем определяют концентрацию НПАВ в реакционной смеси путем концентрирования в органический слой гексилового спирта с последующим количественным определением НПАВ методом тонкослойной хроматографии по калибровочному графику зависимости площадей зон от массы НПАВ в пробе. Степень химической деструкции за период испытания 21 ч определяют по формуле X = 100-K, где Х - степень химической деструкции, %; С₁ и С₂ - соответственно концентрации НПАВ до и после испытания, г/л; К - ошибка эксперимента на потери и адсорбцию (3-5%). Для контроля и определения работоспособности ЛСТ в качестве ингибитора химической деструкции проводят аналогичный опыт без введения ЛСТ. По результатам экспериментов делают вывод об эффективности реагента ЛСТ как ингибитора химической деструкции НПАВ. Для возможности учета адсорбции НПАВ на породе при определении степени химической деструкции НПАВ, экспериментально установлено массовое соотношение НПАВ:порода:пластовая вода 1:1:100, при котором согласно материальному балансу потери на адсорбцию не превышают 3-5%. К 1 г породы добавляют 1 г неонола АФ₉-12 в виде 10%-ного раствора НПАВ в пластовой воде и реакционную смесь выдерживают при 45^оС и 10 мПа, соответствующих пластовым, 21 ч. Затем из реакционной смеси проводят четырехкратную экстракцию хлороформом (по 50 мл), хлороформ упаривают до объема 5-7 мл, пропускают через хроматографическую колонку, заполненную силикагелем, и элюируют последовательно растворителями: гексан, бензол, этанол, ацетон. Экстракты упаривают и остатки взвешивают. Выделено продуктов деструкции в виде алкилфенола 0,13 г, полигликолей 0,2 г, исходного неонола АФ₉-12 0,63 г. Отсюда потери НПАВ составляют [1 г - (0,13 + 0,2 + 0,63)] 100 = 4% от массы исходного неонола АФ₉-12, взятого на испытания. Результаты остальных экспериментов по определению потерь на адсорбцию сведены в табл. 2, из которых следует что оптимальное соотношение НПАВ: керновая порода составляет 1:1 (опыт 1,5). При этом степень химдеструкции определяется достоверно и потери НПАВ не превышают 3-5%. Если это соотношение меньше, чем 1: 1 (опыты 2, 6), то достоверность определения степени химдеструкции НПАВ снижается (для ОП-10 70% вместо истинных 88-89%, для АФ₉-12 25% вместо истинных 30-33%) и потери НПАВ увеличиваются. Если же это соотношение больше, чем 1:1, то уменьшается достоверность (опыт 3) и увеличивается непроизводительный расход НПАВ на эксперименты (опыт 8). Таким образом, методика подбора стабилизаторов НПАВ против химдеструкции корректна, так как предусматривает сведение процессов адсорбции НПАВ на породе к минимуму. Для экспериментальной проверки данного состава подготовлены смеси с различными концентрациями НПАВ (от 0,5 до 15 мас.%) и лигносульфонатов (от 0,05 до 5 мас. %), из которых ряд смесей показали оптимальные результаты (табл. 3). Предварительно подготавливают раствор технических лигносульфонатов в воде любой минерализации, а затем добавляют НПАВ, при этом растворимость НПАВ резко возрастает по сравнению с растворимостью НПАВ в водах любой минерализации без добавок ЛСТ. При использовании товарных форм неонола порядок растворения НПАВ и лигносульфоната не имеет значения. П р и м е р 1. В герметичный сосуд загружают 1 г породы, 1 г ОП-10, 0,1 г технического лигносульфоната и до 100 г пластовой воды (табл. 3, опыт 49). Выдерживают 21 ч при 45^оС и 10 мПа. Степень химической деструкции определяют по концентрации НПАВ до и после опыта, которая составляет 72%. Степень защиты НПАВ от химической деструкции составляет 19%. П р и м е р 2. Аналогично описанному в примере 1 к 15 г породы добавляют 15 г НПАВ, 5 г ЛСТ и до 100 г пластовой воды (табл. 3, опыт 56). Выдерживают 21 ч при 45^оС и 10 мПа. Степень химической деструкции составляет 15%. Степень защиты НПАВ от химической деструкции составляет 72%. Результаты остальных экспериментов приведены в табл. 3. Из табл. 3 следует, что состав, содержащий в качестве ингибитора химической деструкции технические лигносульфонаты, существенно снижает химическую деструкцию оксиэтилированных алкилфенолов: АФ₉-12 с 33 до 6%, ОП-10 с 89 до 12%, СНО-3 с 29 до 3-6% при следующем соотношении компонентов, мас.%: НПАВ или товарная форма неонола в пе- ресчете на неонол 1,0-10,0 ЛСТ 0,1-2,5 Вода Остальное Экспериментальные данные показывают эффективность данного состава в указанных пределах концентрации компонентов и неэффективность в запредельной области концентраций (опыты 48, 56, 60, 67, 85). Проводят опыты по вытеснению нефти композициями на основе НПАВ с применением лигносульфонатов и без них для ряда месторождений. Подготовку образцов керна и жидкостей к опытам производят по известной методике. Эффект от применения композиций ПАВ вычисляют по формуле =₂-₁ , где ₂ - коэффициент вытеснения нефти в конце опыта; ₁ - коэффициент вытеснения нефти водой; - прирост коэффициента вытеснения нефти. При опробовании состава на месторождениях получен прирост коэффициентов вытеснения нефти в 1,25-2,0 раза по сравнению с применением только НПАВ. Снижение токсичности состава связано с применением в качестве ингибитора химической деструкции вместо токсичного N,N -тетраметилметилендиамина технических лигносульфонатов, которые к тому же пожаро- и взрывоопасны. Таким образом, данный состав эффективно защищает НПАВ от химической деструкции (степень защиты 90-90% по прототипу не более 66%) и менее токсичен по сравнению с прототипом. Применение состава значительно сокращает расходы НПАВ, повышает эффективность последних и увеличивает коэффициент вытеснения нефти. Дополнительным преимуществом состава является то, что технические лигносульфонаты также снижают адсорбцию НПАВ на породе.

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), ингибитор химической деструкции и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности состава для заводнения пластов с высокоминерализованными водами за счет снижения степени химической деструкции НПАВ, в качестве НПАВ он содержит неонол или его товарную форму в пересчете на неонол, а в качестве ингибитора химической деструкции - совместимые с пластовой водой технические лигносульфонаты при следующем соотношении компонентов, мас.%: Неонол или его товарная форма в пересчете на неонол 1,0 - 10,0 Совместимые с пластовой водой технические лигносульфонаты 0,1 - 2,5 Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 10-2002

Извещение опубликовано: 10.04.2002