Состав для вытеснения нефти из карбонатного пласта

Состав для вытеснения нефти из карбонатного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для вытеснения нефти из карбонатных пластов. Цель изобретения - улучшение нефтевытесняющих свойств состава и снижение коррозионной активности за счет образования кислотно-углеводородной эмульсии. Состав содержит водный раствор соляной кислоты, смесь синтетических поверхностно-активных веществ (МЛ-72 или МЛ-80), углеводород и смесь полиэтиленгликолевых эфиров и монои диа л кил фенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов (мас.ч): соляная кислота 5,6- 10,7,- МЛ-72 или МД-80 0,01-0,5; углеводород 33-50; ОП-10 0.2-0,5; вода остальное. В качестве углеводорода можно использовать легкую нефть при следующем компонентном составе, мас.%: парафин 4; смолы 1, углеводороды Cs-Cio остальное. Состав готовят путем диспергирования кислотной и углеводородной фаз в присутствии эмульгатора (ОП-10). Использование кислотно-углеводородной эмульсии в качестве вытесняющей оторочки при заводнении позволяет значительно повысить коэффициент вытеснения и коэффициент охвата пласта воздействием, снизить коррозию. 3 табл. г Ј

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/27

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4600827/03 (22) 31.10.88 (46) 15 10.91. Бюл, М 38 (71) Казахский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) З,И.Рогоза, Е.К.Огай и Л;А.Терина (53) 622.276(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

М 1161699, кл. Е 21 В 43/22, 1984. (54) СОСТАВ ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

ИЗ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для вытеснения нефти из карбонатных пластов. Цель изобретения — улучшение нефтевытесняющих свойств состава и снижение коррозионной активности за счет образования кислотно-углеводородной эмульсии. Состав содержит водный раствор

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для вытеснения нефти иэ карбонатных пластов.

Цель изобретения — улучшение нефтевытесняющих. свойств состава и снижение кпррозионной активности путем образования кислотно-углеродной эмульсии.

Состав содержит водный раствор соляной кислоты, смесь синтетических поверхностно-активных веществ (МЛ-72 или

МЛ-80), углеводород и смесь полиэтиленгликолевых эфиров моно- и диалкилфенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов мас,g: соляная кислота 5,6-10,7; .. МЛ 72или МЛ-80 0,01 — 0,5; углеводород 3350; ОП 10 0,2-0.5; вода — остальное.

„„. рЦÄÄ 1684487 А1 соляной кислоты, смесь синтетических поверхностно-активных веществ (МЛ-72 или

МЛ-80), углеводород и смесь полиэтиленгликолевых эфиров и моно- и диалкилфенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов (мас.ч): соляная кислота 5,610,7; МЛ-72 или MlI-80 0,01-0,5; углеводород 33-50; ОП-10 0,2 — 0,5; вода остальное. В качестве углеводорода можно испольэовать легкую нефть при следующем компонентном составе, мас.$: парафин 4; смолы 1, углеводороды СБ-С1о остальное. Состав готовят путем диспергирования кислотной и углеводородной фаэ в присутствии эмульгатора (ОП-10). Использование кислотно-углеводородной эмульсии в качестве вытесняющей оторочки при заводнении позволяет значительно повысить коэффициент вытеснения и коэффициент охвата пласта воздействием, снизить коррозию. 3 табл.

В качестве углеводородной фазы используют природную легкую нефть, компонентный состав которой следующий, мас. : парафин 4; смолы 1; асфальтенов нет, углеводороды Cs-C>o — остальное до

100. Можно использовать легкие фракции нефти (газовый бензин, керосин, гексан и др) ПАВ ОП-10 или неонил вводится в кислотно-углеводородную эмульсию в основном в качестве стабилизатора-эмульгатора, -а ПАВ МЛ-72 (или МЛ-80) — для лучшего отмывания нефти при эаводнении нефтеносных пластов водой. Соляная кислота— техническая без ингибиторов — для стимуляции работы пласта.

Соотношения компонентов варьирую в выбранных пределах с целью получения стабильной во времени и при повышенной температуре эмульсии. При больших или меньших количествах компонентов получается менее стабильная эмульсия, расслаивэющаяся на отдельные фазы, что приводит к снижению эффективности охвата пласта обработкой.

8 табл. t представлены лабораторные исследования свойств эмульсий различного состава (стабильность, растворяющая способность смешанных образцов).

Эмульсию приготавливают путем диспергирования кислотной и углеводородной фаз в присутствии эмульгатора с помощью лабораторной мешалки при 3000 об/мин в течение 5 мин, За показатель устойчивости эмульсии принимают отслоение одной из фаз состава (10 объема — начало расслоения; 50 — конец расслоения). Как видно из табл, 1, составы имеют высокую стабильность, как при низкой (20 С) температуре приготовления эмульсии, так и при повышенных 60 и

80 С(опыт 10), при последней эмульсия возгоняется, но не разрушается в течение 4 и более часов.

Оптимальными выбраны те составы, у которых начало расслоения при повышенной температуре не меньше 4 ч, Другим критерием при выборе оптимального состава является способность эмульсии растворять смешенные образцы, состоящие из карбонэта и асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). В качестве карбонатов берут природный ракушечник, содержащий

98 — 99 карбоната кальция, а в качестве органических отложений — АСПО следующего состава, eec. ;

Асфальтены 55,5

Смолы 9,0

Парафины 22,5

Масла I 3,0

Температура плавления АСПО 85-86 С.

Образцы смешенных отложений готовят в виде одинаковых таблеток (3 г) при в"совом соотношении органической и карбонатной частей 1:1 путем заливки раздробленного ракушечника (фракции 2 — 2,5 мм) расплавленной массой ACI10 при 90 С и кристаллизации при комнатной температуре. Объем эмульсии во всех опытах 40 мл.

Опыты проводят в герметичных сосудах при

60 С в течение 3 ч, помещая образцы в корзиночки из мелкой сетки. По окончании опыта образец извлекают из эмульсии, Высушивают HB воздухе и Взвешивают для определе ия степени растворения, 5

Как видно из табл. 1, известные составы (I-1CI и НС1+ МЛ-72) имеют низкую эффективность растворения смешанных образцов (5,2 и 24,2 соответственно), Это объясняется наличием на поверхности карбонатов адсорбированных и выпавших из раствора асфальто-смолопэрафиновых отложений (АСПО), затрудняющих контакт кислотных растворов с карбонатами. Добавки МЛ-72 улучшают эффективность вследствие их отмывающей и диспергирующей способности. оставаясь, однако все же низкой, Предлагаемые составы имеют высокую растворяющую способность (70 — 99 ), намного превышающую известные составы и чистую нефть {опыт 2). Варьируя концентрации компонентов кислотно-углеводородной эмульсии для каждого конкретного случая, можно подобрать оптимальный состав.

Как видно из табл. 2, нефтевытесняющая способность кислотно-углеводородной эмульсии намного превышает величины для известных составов (в 1,5 — 3 раза выше).

Нефтевытесняющую способность составов (xg) onределяют следующим образом.

Керн из песка и ракушечника в соотношении 3:1, длиной 26 см и диаметром 1,4 см с пористостью 30-35 и проницаемостью

flo воде 5 — 25 мкм насыщают 1 поровым

2 объемом нефти с различной вязкостью. Затем нефть вытесняют тремя поровыми обьемами воды, нагретой до 60 С. При этом достигают практически полной обводненности выходящей жидкости. Систему термостатируют и все опыты проводят при 60, 40, 20 С вЂ” температурах пласта месторождений соответственно. Нефтевытеснение из керна достигает 50-56 (в опытах 8, 11 используют 1 поровый объем воды, а в опытах 9 — 10—

2 обьема).

Как видно из табл, 2, один поровый обьем кислотно-углеводородной эмульсии вытесняет 70-100% остаточной нефти, а 1,5 поровых обьеМа — 100, Продавливание эмульсии через керн осуществляют двумя паровыми объемами воды. При этом 6080 " вытесняемой нефти эмульсией практически безводны. Известные составы (опыты

16-19) позволяют вытеснять (дпот.,ыть) только 30 — 45 нефти. Реакция кислоты с ракушечником протекает настолько бурно, что приводит с необходимости увеличить давление вытеснения в 2,5-5 раз (последнее для более высокой концентрации соляной кислоты 21,4об.%). В результате оказывается. что проницаемость керна уменьшается за счет разрушения (размельчения верхНего слоя керна. Тогда как эмульсия приводит к равномерному увеличению проницаемости керна (табл. 3).

1684487

Кроме высокой нефтевытесняющей способности нефтей с вязкостью 17,9-121,3

МПа с и высокой стимулирующей способности, состав обладает низкой коррозионной агрессивностью по отношению к металлу, 5

Защитный эффект кислотно-углеводородной эмульсии 86 при 25 С и 78% при 60 С, Высокая вытесняющая эффективность данного состава объясняется комплексным действием всех компонентов эмульсии, Ор- 10 ганический растворитель и ПАВЫ способны диффундировать в нефть и разрушать образуемую асфальтенами, смолами и парафинами структуру, обеспечивая доступ кислоты и карбонатам породы. 15

В результате реакции кислоты с карбонатами выделяется углекислый газ, который, растворяясь в нефти, так же как и органический растворитель разжижает пластовую нефть, снижая ее вязкость, тем са- 20 мым увеличивая ее подвижность. C0z и органический растворитель, растворяют нефть и, растворяясь в ней, позволяют отмыть (и доотмыть) пласт, увеличивая коэффициент вытеснения. 25

Двуокись углерода, попадая в водяной пропласток, повышает вязкость воды при растворении в ней с образованием нераст-. воримых карбонатов с поливалентными катионами пластовой воды и тем самым 30 способствует снижению подвижности воды относительно нефти и также повышению коэффициента охвата пласта заводнением, ПАВЫ (ОП 10 и МЛ-72) снижают межфазное натяжение на границе нефть — вода, 35 улучшают смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивают таким образом, переход нефти из плейочного состояния в капельное, Të. также спосойствуют увеличению коэффициента вы еснеиия.

Кислота, связанная в эмульсию, имеет замедленную скорость реакции с породой, тем самым обеспечивается равномерность и больший охват пласта обработкой, повышая эффективную проницаемость породы для нефти.

Реакция идет с выделением тепла и ее тепловое воздействие позволяет снизить также вязкость нефти, т,е. увеличить подвижность.

Все зто в конечном счете приводит к высокой эффективности процесса вытеснения (довытеснения) нефти из пласта.

Внедрение предлагаемого состава на предприятиях позволяет получить дополнительно более 1 млн, т. нефти.

Формула изобретения

Состав для вытеснения нефти из карбонатного пласта, содержащий воднь,й раствор соляной кислоты и смесь синтетических поверхностно-ак1ивных веществ (МЛ-72 или МЛ-.80}, отл ича ю щ и йс я тем, что, с целью улучшения нефтевытесняющих свойств состава и снижения коррозионной активности за счет образования кислотноуглеводородной эмульсии, он дополнительно содержит углеводород и смесь полиэтиленгликолевых эфиров моно- и диалкипфенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов, мас, ч:

Соляная кислота 5,6-10,7

МЛ-72 или МЛ-80 0,01 — 0,5

Углеводород 33-50

ОП-10 0,2-0,5

Вода Остальное

Таблица!

Нрн- (., Х расслоения эмульсии от

Состав эмульсии, об,й мер

ИЛ- 72 ((01-80) ! 20 времени,ч

4 24

Иэнестные

1 ЬО

11,3

88,7

5,4

2 60 100

3 60

28,8

16,5

83,0

0,5

l8,8

24,2

4 60 21>4

Предлагаемы

77,6

56:44

1>О

29,7

0,01 44,35 20,6

5 26

60 49,9

5,65 0,1

6 21

7 ° 7

60 59,8

7 21

44,3

0,01

5 7

0,2

11,3 22>5 40:60

71,0

13,4

8,9 37:63

5,7

49,5

О,OI 44,3 4,5

80,9

8 24

33 7,1 05 001 594

10,6

9 24

33 7> l 0 2 O 01 59 ° 7

27

10 24

9,5

50 10,7 0,2 0,01 39,1

ЬО

5, 1

7,5

l 1 20

7,3

3,7 7,0 44(66 80,3

60 49 5 10 7 О 5

12 26

0,01 39,3

5,7

49,3 5,6 0,5 0,2 44,4

40:60 87,0

l3 20

490560505444

44:56 89,6

32 (0,5) 44,4 50

99,0

0,5

39:61

0,4

44,4 50.

99,0

0,5

i38(62

36:64

44,4

81,4

0,5

0,3

44,4 18

39,3 3,4

17 60

85,5

48,5 5,6

0,5

1,0

87,1

0,5

0,5 (О, 5) (0,5) 39,3 7,8

82,7

62,0 50

44,4 30

20 60 33 7,0

2l 60 49,9 5,6

1,0 (О, 1) 47(53 88

Н р и м е ч а н и е. В скобках даны количества неонола (пример 21) и ИЛ-80 (прнмеры 14, 19) НеФть> 1(Cl раку к>ечник

14 60 49,0 5,6

15 60 49, 1 5,6

16 60 49,2 5,6

18 60 49,0 10,7

19 60 49,0 10,7

ОИ-(0 (неон ол ) Состав образцов,Х

ЛСПО:

:СаСо.

59:41

100. 0

59: 41

38:62

41(59

41(59

2 расзворення образна

1684487

Табия

ВяэГ

Состав эмульсии, об.й р, кг/си>

Пример че лво остаток нефти

ИЛ-72 (НЛ-ВО) НС1

Нефть, рак уНэо вечник

50,8

Предла гаемые

5,65 0,2 0>01 44>25 60 О ° 2

85 1 l7 9

5О

2 49>В 565 02 01

3 49 3 S>65 0 5 0,2

50,0

44 25 ЬО О 2

52, f

44,35

60 0>2

60 02

565 05 05

5,65 0,5 (0,5) 55,1

> °

56,1

60 0,2

Ь 490 107 05 05 39>3 60 02

81,2

55,8

7490560505

100

44 ° 4 60 0,2

8 49,3 5 ° 65 0,5 О ° 2 44,35 60 0,5 30,3

100 2

° I

5,65 0,5 0,2

5,65 0,5 0,2

100

1 S

11 49 3 5 65 О 5 О 2

60 0,5 29,6 l 7,9

5,65 0,5 О ° 2

5,65 0,5 0,2

5,65 0,5 О ° 2

100

44,35 60 0,2

1,0

27,4

100

1,0

39, 7 100

l 2 I,3

l,0

17,9

558 60 О 2 485

44э35 60 57>5 70

1,0

15 33

10,7 0,5

16 49>9 5,65 (0,1) 17,9

Нэвестные

5,65 0,5

17,9

57,1

38,6

93,85 60 0,5

94,25 60 0,5

88,8 60 0,5

17,9

58,5

33,7

0,1

47,8

17,9

0,5

59,9

45,6 1

0,5

781 60 10 545

17,9

Ф

Гаэовьэ! бенэин.

Твблицв3

Состав эмульсии, 2

Конденсат НСI ОП-10 Н О

Поровых объемов

Первоначальная проницаемость>мки эмульсии

0,2 44>4

О, 1 32,7

8,2

49 ° 3 5,6

0,5

5,9

33,0

10 ° 7 О ° 5

5,65 0,5

15,6

15,1

0>5 44,35 5,2

7,07

5,6

0,5

19,0

18,5

5,6

43i 3

0,5

10,3

17,2

1,5

1 00

8,7

6,1

П р н и е ч а н н е. Кери вась|кают нефтью с вяэкостью 17 ° 9 НПв ° с

Составитель Н.Снасская

Техред М.Моргентал Корректор Т.Палий

Редактор С.Лисина

Заказ 3493 Тираж Подписное

8НИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35. Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r Ужгород, ул. Гагарина, 101

4 49,0

5 49>0

9 49>3

10 49,3

>2 49,3

13 49,3

l4 49,3

18

19

20.

49,0

49,3

5,65

10, 7

21 ° 4

ОП-10 (неонол) 44,35

44,35

44,35

44,45

44,35

44,35

44,35

0,2 44,4

0,2 44,4

60 05

60 0,5

40 0,2

20 0,2

4,о2 водой

60 С

37,5

37,2

63,0

56,0

86,4

90,0

73 поролык обьемов эмульсии кость нефти я корне, ННа ° с