Состав реагента для увеличения нефтеотдачи пластов

Состав реагента для увеличения нефтеотдачи пластов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к способам повышения отдачи нефтеносных пластов, находящихся на различной стадии разработки.

Известен способ разработки нефтяных месторождений при помощи закачки биологически активного вещества биоПАВ и углеводородного растворителя, где предварительно закачивается алюмосиликатная композиция на основе 11% раствора соляной кислоты (RU №2502864, опубл. 27.12.2013).

Недостатком данного способа является высокая концентрация (до 6% углеводородного раствора биоПАВ в воде), а также невысокий прирост (лишь до 26,4%) коэффициента извлечения нефти.

Существует способ повышения нефтеотдачи пластов, который включает в себя последовательную закачку в пласт: водной эмульсионнно-дисперсионной системы, содержащей 0,5-1% масс. 25%-го раствора Неонол АФ 9-12, или ОП-10 в ароматическом растворителе, затем водного раствора силиката натрия (RU №2266398, опубл. 20.12. 2005).

Данный способ является малоэффективным в связи с низким показателем коэффициента извлечения нефти из низкопроницаемого пропластка (20%) и не достаточно высоким результатом вытеснения нефти из высокопроницаемого пропластка (80%), особенно в связи с отсутствием сопоставления данных результатов с результатами вытеснения нефти пластовой водой данного месторождения.

Известен способ повышения нефтеотдачи с применением состава для извлечения нефти, содержащего жидкий углеводород 10,0-20,0% масс., маслорастворимое ПАВ 0,3-5,0% масс., водорастворимое, или маслорастворимое ПАВ 0,1-1%, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-2,0% масс. и воду (RU №2244809 опубл. 20.01.2005).

Недостатком данного способа является высокая концентрация углеводорода (10-20%) и поверхностно-активных веществ (1,1-6%), что значительно повышает затраты при закачке данного раствора оторочками по несколько тысяч кубометров для заполнения порового объема эксплуатируемого участка пласта, что очевидно связано с низкой эффективностью используемых индивидуальных ПАВ.

Наиболее близким к заявленному изобретению является «Состав реагента для увеличения коэффициента извлечения нефти» (заявка №2014125918/03 опубл. 27.01.2016), который является композицией анионактивных и неионогенных ПАВ, применяемых в качестве 0,1-0,2% масс. раствора в подтоварной воде для закачки в пласт через систему нагнетательных (добывающих) скважин оторочками по 1-5 тыс.м³.

Недостатком данного состава является невозможность его реализации из-за того, что сумма процентных долей компонентов данного изобретения в ряде вариантов его реализации не равна 100%, а также не точно указаны наименования химических соединений и их фракций.

Задачей, на решение которой была направлена разработка заявленного изобретения, является разработка состава реагента для увеличения нефтеотдачи пластов на основе аналогичных компонентов, но с точно определенным количественным и качественным составом, который обладал бы не меньшей эффективностью и экономичностью.

Поставленная цель достигалась применением научных методов разработки, оптимизации составов, а также оценки их эффективности. Основным принципом разработки состава стала его композиционность: то есть сочетание наилучших качеств каждого из исходных компонентов в композиции. В частности, с составе присутствует анионактивный ПАВ, обладающий хорошим моющим действием, при невысокой стоимости. Вследствие нуклиофильности песчаника, как основной породы, составляющей нефтенасыщенный гидрофильный коллектор, данный анионактивный ПАВ не будет в значительной степени адсорбироваться на породе. Другими компонентами разработанной композиции стали неионогенные ПАВ. Они являются в основном мицеллообразующими компонентами, препятствующими, в том числе, нарушению гидрофильно-липофильного баланса раствора и, как следствие, выпадению солей. Состав композиции был оптимизирован индуктивным диэлектрическим методом (Патент РФ №2347230, МПК G01R 72/26, 01.2006) путем определения потерь индукции электромагнитного поля в водном растворе исходных веществ (tgδ), а также их композиций, входящих в состав заявленного реагента. По высоте экстремальных значений данных потерь в диапазоне частот 15-1500 кГц определялась величина электростатических сил межмолекулярных взаимодействий в исследуемых композициях, максимальное значение которых обуславливает прочность и стабильность образованных мицелл, что в свою очередь предотвращает их распад и адсорбцию на породе нефтеносного коллектора. Таким образом, если при введении нового компонента в композицию максимальное значение tgδ композиции увеличивается на той же частоте, что и у предыдущей композиции или индивидуального вещества, то мицеллы, образованные в присутствии данного вещества, являются более связанными и стабильными, что обосновывает целесообразность введения этого компонента в композицию. Наличие мицелл подтверждалось исследованием размеров частиц в растворах заявленного реагента на лазерном анализаторе Zetatrac, табл. 5.

Пример 1

Готовят три раствора 0,2% масс. в пластовой воде Соровского месторождения с содержанием хлористых солей 280 мг/л:

- смесь натрий алкилбензосульфонатов (С₁₈-С₂₄) технической чистоты (Реагент 1),

- смесь полиэтиленгликолевых эфиров синтетических высших жирных спиртов (C₁₆-C₁₈) технической чистоты (Реагент 2),

- смесь моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов C_nH_2n+1O(C₂H₄O)_mH, где n=7-9, m-10-12 (Реагент 3).

Затем поочередно смешивают раствор Реагента 1 с раствором Реагента 2 в соотношениях 10, 20, 30…90% масс. Реагента 1 в смеси при комнатной температуре 20-30°С. Оптическую плотность по пластовой воде каждого из полученных растворов определяют на КФК и по этому значению определяют относительное содержание нерастворенных солей (высалевание раствора), которое является следствием нарушения гидрофильно-липофильного баланса и негативно сказывается на фильтрационных свойствах раствора. Затем исследуют влияние композиций растворов реагентов, показавших наименьшие значения оптической плотности, т.е. не стимулирующие выпадение солей при минимальном содержании дорогостоящих неионогенных ПАВ, на значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода, определяемого на сталагмометре СТ-2 с термостатированием жидкостей при пластовой температуре 83°С. При этом используется нефть и вода из того пласта, к которому производится подбор данного реагента. Композицию реагентов, которая показывает наилучшие результаты по влиянию не межфазное натяжение на границе фаз нефть-вода, отбирают для дальнейших исследований табл. 1.

В 10 мл отобранной композиции поочередно вводят: 0,05; 0,1; 0,2; 0,5; 1; 2; 3 мл 0,2% масс. раствора Реагента 3. Композиции ПАВ, полученные из трех исходных компонентов, исследуются по величине оптической плотности в сравнении с пластовой водой. Композиции, демонстрирующие наименьшие значения оптической плотности, далее исследуются по влиянию на межфазное натяжение по вышеописанной методике. Определяют оптимальные составы реагентов, которые снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода. Такие растворы отбираются впоследствии для модельных испытаний и оптимизации концентрации. Результаты определения оптической плотности и силы межфазного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода Соровского месторождения пласт БС-7/0, для реагентов, использованных при разработке и оптимизации заявленного состава, представлены в таблицах 2-5.

Было определено, что оптимальным составом для дальнейших исследований является состав, выделенный в таблице 2, так как он содержит наименьшую долю дорогостоящего неионогенного ПАВ (Реагент 3).

Пример 2

Оптимизация концентрации водного раствора производится путем исследования эффективности снижения межфазного натяжения полученными растворами реагентов в различной концентрации по вышеописанной методике. Такие исследования проводятся при концентрациях выбранной композиции в водном растворе 0,05; 0,1; 0,2; 0,3; 0,5; 1% масс. для определения ее оптимального значения с учетом величины межфазного натяжения, табл. 4.

Данные результаты, табл. 4, дополнительно подтверждались исследованиями отмывающей способности полученной композиции в определенных в табл. 4 концентрациях на силикатном покровном стекле прямоугольной формы толщиной менее 50 мкм, шириной 23,94 мм, длиной 48,30 мм. Определяли время отмыва пленки нефти от данного стекла в растворе полученных композиций. Для этого стекло, смачиваемое в течение 30 минут нефтью опускали в кювету для КФК, в которую предварительно наливали 14 мл 0,1-0,2% масс. раствора композиции в пластовой воде. На боковых стенках такой кюветы закреплены светодиод и фотодиоды так, чтобы свет, генерируемый светодиодом, воспринимался фотодиодами на всей противоположной поверхности боковой стенки кюветы. Данные с этих датчиков через микропроцессорную плату Unduino выводятся на компьютер. Таким образом, фиксируется диаграмма зависимости от времени доли света, попавшего на фотодиод в кювете с раствором, к доле света, попавшего на фотодиод в кювете с покровным стеклом, смоченным нефтью, что напрямую зависит от степени отмыва (%) силикатного стекла от пленки, насыщенный образец закрепляют в кернодержатель установки. Путем нагнетания насосом создают необходимый градиент горного и пластового давлений (4 МПа). Устанавливают минимальные обороты перистальтического насоса и начинают прокачку раствора ПАВ 0,1% масс. через образец керна №3. Расход раствора ПАВ замеряют путем определения времени протекания определенного объема раствора, либо нефти через керн. Объем истекшего раствора составил V=5,6 мл, а время истекания 680 сек. Таким образом, скорость истечения составила υ=0,00823 мл/сек. Тогда, с учетом полученных результатов по вытеснению, по формуле для определения линейной скорости фильтрации из ОСТ-39-195-86 рассчитывают ее значение: υ_лин=55,93 м/сут. Для определения необходимого количества прокачек раствора ПАВ, при вытеснении нефти, пробы отфильтрованной и вытесненной жидкости отбирают парциально: по одному поровому объему жидкости в пробирку. Для этого определили объем пор в данном образце керна V=5,69 мл. Затем, в соответствии с методикой, увеличивают скорость прокачки раствора ПАВ и отбирают двойной поровый объем. V (р-ра ПАВ)=11,2 мл, время 676 с, υ=0,0165 мл/с, что в 2 раза больше начальной. Объем нефти из пробирок с отобранными первыми пятью поровыми объемами после суточного отстаивания замеряют и отбирают вместе с частью воды с перемещением в пластиковую неградуированную пробирку для центрифугирования. Отбор производился так, чтобы слой нефти полностью помещался в цилиндрической части пробирки. Замеряют высоту данного слоя нефти в пластиковой пробирке, а также фотографируют ее. Затем пробирку с нефтью и водой центрифугируют в течение 30 минут на скорости 10 тыс. об.мин. После центрифугирования пробирку снова фотографируют и измеряют высоту слоя штангенциркулем, затем туда добавляют 1 мкл водорастворимого деэмульгатора для глубокого обезвоживания нефти, встряхивают пробирку и снова центрифугируют 10 минут на скорости 10 тыс. об.мин. нефти. По значениям минимального времени солюбилизации нефти с силикатного стекла, поверхностного натяжения и оптической плотности определялись оптимальные концентрации заявленного реагента в пластовой воде, табл. 5.

Результаты исследования размеров частиц в растворе заявленного реагента показывают наличие мицелл, повышающих эффективность вытеснения нефти, а также индивидуальных молекул неионогенных ПАВ, обладающих высокой проникающей способностью, что влияет на увеличение коэффициента охвата путем применения заявленного реагента. Оптимальная концентрация ПАВ в растворе подтоварной воды составляет 0,1-0,2% масс.

Пример 3

Модельные испытания раствора заявленного композиционного реагента производились путем исследования и сопоставления данных об эффективности вытеснения нефти Соровского месторождения, пласт БС-7/0 из нефтеводонасыщеных образцов керна №3 и №20 Соровского месторождения на установке многофазной фильтрации через керн ТВР-604 компании Coretest Systems по ОСТ-39-195-86.

Для исследования вытесняющей способности заявленного состава водного раствора ПАВ, водонефтенасыщенный образец керна обтирают и затем взвешивают m(обр. №3 нас. нефть.)=50,65 гр. Массу сопоставляют с массой сухого образца m(обр. №3 сух.)=46,3 гр. и, исходя из определенной ранее доли остаточной воды в порах (37% масс.), определяют массу жидкости в порах m(жидкости в порах обр. №3)=4,37 гр.

Затем пробирку фотографируют и замеряют высоту слоя. Наименьшую высоту слоя нефти в двух последних измерениях делят на высоту слоя нефти перед центрифугированием, и полученный коэффициент умножают на каждый из объемов нефти, отобранных в пять пробирок. Таким образом, получают реальный объем обезвоженной нефти, вытесненный в каждую из пробирок. Для определения массы нефти полученный объем относят к плотности нефти. Массу затем относят к массе нефти, находящейся в керне, с учетом коэффициента насыщения, получая таким образом Кв - коэффициент вытеснения нефти после прокачки каждого порового объема раствора заявленного ПАВ, а также суммарный коэффициент. Сопоставление различных показателей процесса вытеснения нефти Соровского месторождения заявленным раствором ПАВ и пластовой водой того же месторождения, на двух образцах керна с низкими фильтрационными свойствами, представлены в табл. 6.

Таким образом, техническим результатом разработки стало создание композиционного реагента на основе ПАВ, с эффективностью и экономичностью, равными прототипу, на основе точно определенных по качественному, количественному и фракционному составу компонентов.

Состав реагента для увеличения нефтеотдачи пластов, включающий смесь натрий алкилбензосульфонатов (С₁₈-С₂₄), смесь полиэтиленгликолевых эфиров синтетических высших жирных спиртов (C₁₆-C₁₈), смесь моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов (C_nH_2n+1O(C₂H₄O)_mH, где n=7-9, m=10-12), отличающийся тем, что содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%:

указанная смесь натрий алкилбензосульфонатов 89,55;

указанная смесь полиэтиленгликолевых эфиров

синтетических высших жирных спиртов 9,95;

указанная смесь моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля

на основе первичных жирных спиртов 0,5.