Состав для извлечения нефти из пласта Советский патент 1991 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промьштенности и может быть, использовано дли повьшения нефтеотдачи пластов заводнением.

Целью изобретения является повышение нефтевытесняющей способности состава. . .

Использование для заводнения аммиачного буферного раствора5 состоящего из аммиака и соли аммонияjобес- Печи вающего рН среды 9 а 10-10 j 2, по- Вьшает нефтеотдачу пластов. При этом н6 наблюдается выпадения гидрок- щелочно-земельных металлов,При меньших значениях рН положительный. . эффект не достиглется. При более высоких значениях рН может -наблюдаться выпадение гндроксндов двухвалент- itibix металлов ( Ц Концентрация неионог енньк ПАВ - оксиэтилированных алкилфенолов на- ходится в интервале О,05-2,0 м-ас.%. При меньших концентрациях полозйнтель- Ный эффект не достигается, Нефтевы- тесняющая способность составовэ содержащих О35-25О нас %, .I1A.B при том же соотношении остальных компонентов j практически находится на одном уровне. Дальнейшее увеличение кон- центрации ПАВ не привод т. к сущест™ венному увелич,ен1-1ю. положительного эффекта и эконог п-зчески не оправдано.

.Концентрация соли аммония находится в пределах 1.0-4,0 мас,%. При этом положитеЛьньй эффект достигается вне зависимости от того, какие соли аммония используют для создания амми- ,ачной буферной системы. При меньшей концентрации соли аммония положительный эффект не достигается, так как буферная емкость системы уменьшается. Положительный эффект для составов с концентрацией соли аммония 2эО-4,0 мас.% практически находится на одном уровне, дальнейшее увеличение .концентрации не приводит к увеличению положительного э4 фекта и эко- номически не оправдано Так как из .всех солей .аммония для промышленного применения наиболее перспективна ам- М1 1чная селитра 5 производство кото рой составляет десятки миллионов тонн в год (мировое производство в 1980 Го - 14 млн, т в пересчете на азот), большинство исследований проведено с a fмиaчнoй селитрой

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

концентрации не достигается положи- тельньШ эффект. При большей Концентрации может наблюдаться выпадение гидроксидов щелочно-земельных металлов (Са .

Чем выше минерализация пластовой воды, тем большее количество аммиака нужно добавлять для достижения необходимого значения рН буферного раствора.

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

Состав может быть рекомендован

для пластовьк вод различной степени минерализации при знач ении рН буферной системы 9,10-10,2, которое ДОСТИ-гается .добавле.нием различных количеств аммиака и соли аммония. Концентрация аммиака и солей аммония, образующих буферную систему, подобрана так, что система имеет высокую буфер- емкость. Так, при двадцатикратном разбавлении предлагаемых состаВОВ пластовой водой исходное значение рН сохраняется, при сорокакрат- ком разбавлении исходное значение рН составов меняется не.более чем на 0,2 единицы рН,

- Неионогенные ПАВ - оксиэтилиро- ванные алкилфенолы (ОП-10) и прево- цел (6-12) производства комбината Буна (ГДР) освоен промьшшенностью для применения при заводнении. НеоНОЛ АФд-12 - оксиэтиллированный ал- килфенол со с гепенью оксиэтилирова- ния, равной 12, и длиной углеводород™ ного радикала €„, синтезирован во -ВНИИ ПАВ и является аналогом продукTaj, производство которого намечено на Нижнекамском нефтехимическом ком .бинате и составит 250 тыс. т в год. .

Соли аммония; Аш-шачная селитра , , хлористый аммоний , аммоний уксуснокислый CH COQAJH. .

Аммиачная селитра и другие соли аммония используются в качестве удобрений, хладагентов и пр. Для повьште- ния нефтеотдачи пластов не.применялись... .

Аммиак - использована аммиачная вода с концентрацией 25 мас.%.

Соли .аммо.ния и аммиак совместно в композициях для повьш1еншз нефтеот- дачи пластов никогда не применялись. рН растворов измеряли на рП-мет- ре рН-340 с использованием стеклянного и хлорсеребряного электродов.

Калибровку проводили по стандартным буферным растворам.

По полученньи данным рассчитывали коэффициент вытеснения нефти водой Kj,%; абсолютный коэффициент неф тевытеснения ,,% (суммарно водой и буферным .раствором ПАВ); абсолют- ный прирост -коэффициента нефтевытес- нения, 4 t.ffbc К,,%: относительный прирост коэффициента нефте- вытесиения аК., ,%, равньй отношеOiOTH

кию количества нефти, вытесненного буферным раствором ПАВ, к количеству оставшейся нефти,

Пример. 2,0 г ОП-10; 20,0г аммиачной селитры и 30,0 г 25% -ного раствора аммиака растворяют в 948,Ог пластовой воды месторождения с плотностью JD ,01 (16,3 г/лА/аС1; 3,0 г/л CaClj; 0,31 г/л ; 0,15 г/л л1аНСО.J, 0,02 г/л Л/а 04). Получают состав, содержащий 0,2 мас.% ОП-10; 2,0 мае,% аммиачной селитры, 0,75 мас.% аммиака; минерализованная вода - остальное. Состав имеет рН 9,35. Мезкфазное натяжение полученного состава на границе q нефтью месторождения, пласта , при пластовой теъшературе составляет 1,7 мН/м.

Полученный состав используют дпя нефтевь1теснения нефти Советского .месторождения, пласта АВ, при пластовой температуре . Заводнение проводят сначала тремя поровы- ми объемами пластовой воды месторождения, затем одним поровым объемом. состава и снова пластовой водой.Ко- I эффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

П р и м е р 2. Аналогично примеру 1 2,0 г ОП-ГО (0,2 мас.%7,20,0 г аммиачной селитры (2,0 масД) и .. 25,0 г 25%-ного аммиака (0,62 мас.%) растворяют в 953,0 г пластовой воды месторождения. Состав имеет рН 9,25j межфазное натяжение на границе с нефтью месторождения при 56°С равно 1,7 нМ/м. Полученный состав .используют дпя нефтевытеснения. Заводнение проводят тремя поровыми объемами пластовой воды, затем одним поровым объемом состава, снова двумя поровьг- ми объемами пластовой воды, одним : пороВым объемом, состава и опять пластовой водой. Коэффициенты нефтбвытес- нения приведены в таблице.

П р и м р 3. Аналогично приме- ру 1 10,0 г on-io (1,0 масс%, 20,0 г амьшачной селитры (20 масД) 5 и 20.,О г 25%-ного аммиа ка (0,5 мас.%)| растворяют в 950,0 г пластовой воды месторождения. Состав имеет рН 9,1, межфазное натяжение на границе с нефтью при равно 0,7 мГ/м. По- 10 лученный состав используют дпя вытеснения нефти. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

П р и м е р А. Аналогично примеру 1 10,0 г ОП-10 ( мас.г, 15 25,0 Г аммиачной селитры (2,5 мас.%) и 8,0 г аммиака (0,2 мас../ растворяют в 957,0 Г пластовой Bojtft t месторождения. Состав имеет рН 8,75; мёжфазное натяжение на границе с 20 нефтью при равно 1,3 мН/м. Коэффициенты нефтевытеснеиия состава приведены в таблице.

П р и м е.р 5. Аналогично приме ру I 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%),20,0г 25 аммиачной селитры (2,0 маС.%) и 40,0 г 25%-ного аммиака 1,0 растворяют в 930,0 г воды месторождения Состав имеет рН 9,7; межфазное натяжение на границе с нефтью 0,6 мН/ 30 /м. Коэффициенты нефтевытеснения состава приведены в таблице.

П р и м е р 6. Аналогично примеру 1 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%) .,20,0г аммиачной селитры (2,0 мас.%) и 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас.%/ растворяют в 890,0 г пластовой водь1 месторождения. Состав имеет рН 10,2, коэффициенты нефтепытеснения приведены в таблице-,

0 Пример, Аналогично примеру . Г 10,0 г-АФд-12 (1,0 мас,%), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%) и 80,0г 25%-ного аммиака (2,0 мас.%) растворяют в 890,0 г пластовой воды место- 5 рождения. Состав имеет рН 10,2, ко- эффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

Примерз, Аналогично примеру 1 10,0 г превоцела A/G-12 (,0 0 мас,%), 25,0 г аммиачной селитры

(2,5 мас..%) и 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас,%} растворяют в 885,0 г пластовой воды месторождения. Состав имеет рН 10,2, Коэффициенты нефтевы- 5 теснения приведены в таблице.

П р и м е р 9. Аналогично приме- . ру 1 5,0 г ОП-10 (0,5 мас,%), г аммиачной селитры (2,0 мас,%) и

40,0 г 2В%-ного аммиака (ijO мас,% pacTBojiMtoT в г нластовой вода месторождения, рН 9,9, Коэффициенты Яефтевытеснения приведены я таблице,

Пример 10, Аналогично приме- ру 1 20,0 г ОП-10 (2,0 мас„%), 205О г аммиачной селитры 2jO масД) И 40,0 г 25%-ного аммиака (1,,0мас.%) jJaCTBopHroT в 920,0 г.пластовой воды месторождения, рН9 8. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице,

Пример П, Аналогично примеру 1 1,0 г ОП-10 (0,1 мас.%), 20JО г аммиачной селитры (2,0 мас,%), 40,0 г 25%-ного аммиака (ijO мас,%) растворяют в 939 5О г -пластовой воды месторождения5 рН Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице,

Пример 12. Аналогл-чно при- меру I 0,5 г СП (0..05 мае Л), 20,Ог аммиачной селитры (2;,О масв%) и 40jO г 25%-Ного fJjO Мс1с,%) растворяют в 939,5 г пластовой водь .месторождения, рН 9s9o Коэффицкен-- ты нефтевытеснения приведены в таб-, лице, , - х.

При м-е р 13, Аналогично приме- |ру 1 .1-0,0 г ОП-Ш ( Mac.%;)s 5jO г аммиачной селитры (О.,5 мас/%); и 55,0 г 25%-ного-аммиака ( Oj 125 масД}, растворяют в г пластовой . месторождения, рН 9,7,, :Коэффициен- - ты нефтевытесиения приведены в та15- лице.

Пример 14, Аналогично примеру 1 10,0 г ОП--10 (1;,0 масЛ)р 10,0 г аммиачной селитры (1 ,,0 мас,%)

и 16,0 г аммиака (0,4 мае,,%) растворяют в 964,0 г пластовой воды месторожденияJ рН , Коэффициенты кефтевытеснения приведеьш в таблице.. Пример 15 i АналогшгНо приме- ру 10,0 г ОП-Ю (1;0 мас,%), 40,р г аммиачной селитры (4,0 мас.,%) и 40,0т 25%-ного аммиака (5,,0мас.%1 . растворяют в 9iOsO г пластовой воды месторождения, рН ,, КоэффициентыIнефтевытеснения приведены з таблице. ( - .

Пример 16 о Аналогично пргще

.ру lOsO г ОП-10 (1,0 мас,%), .-30jO г ацетата аммония ( .) и 40,0 г 25%-ного аммиака ( масД) растворяют в г пластовой воды месторождения, рН 952, Коэффицйвн- .ты нефтевытеснения прнведелты в .раб лице.

Пример 17. Аналогично примеру JOjO г ОП-И) (1,0 Mac.%)s, 20,0 г хлористого аммония (2,0 нас.%} и г 25%-ного аммиака (0,7 маеД) растворяют в 942JО г пластовой воды месторождения J рН Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

Пример 18. Аналогично приме- ру 1 г ОП-10 (,0 масД),20,Ог хлористох- о аммония (2,0 масв%} и. . lOjjO г аммиака (0,25 масД) растворяют в 960,0 г згластовой воды месторождения, рН 8,,2. . Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице,

П р и мер 9е В 910jO г закачиваемой воды Ромашкинского месторождения с плотностью J s089 (915 г/л yVaCl, 30,2 г/л СаСЦ, 8,7 г/л ) растворяют 0«0 г ОП-10| 20,0 г аммиачной селитры и 60,0 г 25%-нбго аммиака. Получают, состав, содержащий

1.0мас.% On-lOs 2-,0 масЛ аммиачной селитрыа 155 мас,% аммиака минерализованная вода - остальное, тав меет рН 9535. Межфазное нат-яже ние полученного состава на границе

с нефтью Месторождения fдегазирован- йая нефть Ромашкинского месторождения, в KOTopyjo добавлено 30% керосина) при пластовой тe mepaтype

2.1мН/м, Полученньш состав использу ют для нефтевытеснения. Вытеснение- нефти проводят при 30 С тремя поро- вьми объемами .закачиваемой воды Ро машкинского месторождения с. f

- ,,0895 затем одни поровьм состава, снова двумя поровыми .объема- ми закачиваемой воды, одним поровьш объемом.состава и закачиваемой водой Ромашкинского месторождения. Коэффи циенты нефтевытеснекия приведены в -Таблице,.

Приме .р 20,, Аналогично пр1-1ме ру 19 lOjO г ОП-10 (КО мас.%/ г а ФС1ачной селитры ( масД) и 25,0 г аммиака (Оэб мас,%) растворяют в 940,0 г закачиваемой 1во ды месторождения с плотностью р 19.089$ рН 8з9с, Межфазное натяжение на гранн- де с. нефтью при равно 1,9 мН/м, .КозфгЪициенты нефтевытесненкя пршзе- дены в. таблице .

П р им е р 21, Аналогнано прйме- .ру 9 lOiO г (ЬО мас,%), ЗЗ-дО г атшачной-селитры. 12,5 мас.Х) н 8вО г 25%--ного а.ф1иака (0,2 масГ% ; растворяют в 957,0 г закачиваемой soды месторождения, рН 8,5, Межфазное натяжение на границе с нефтью при равно 2,1 мН/м, Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

Пример 22. 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%) и 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.% ) растворяют в 930,0 г закачиваемой воды месторож- дения с плотностью f 1,1 (124,6 г/л VaCl, 11,4 г/л CaClj, 0,4 г/л MoClj) .Состав имеет рН 9,35. Полученный состав используют для вытеснения нефти Арланского месторожде- ння (используют дегазированную нефть Арланского месторождения, в которую добавлено 30% керосина). Вытеснение нефти проводят при пластовой температуре, равной 24 С, сначала тремя норовыми объемами закачиваемой воды месторождения с плотностью Р 1 1 , затем одним поровым объемом состйва и снова, закачиваемой водой. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

П р им е р 23. Аналогично примеру 22 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.%), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%) и 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас.%) растворяют в 890,0 г закачиваемой воды месторождения с, плотностью f « 1,1, рН 9,6. Коэффициенты нефтевь - теснения приведены в таблице.

П р и м е р 24. Аналогично приме- ру 22 10,0 г мас.%), 25,0 г а ошачной селитры (2,5 мйс,%) и 80,0 г 25%-ного аммиака (2.,О масТ растворяют в 885,0 г закачиваемой воды месторождения, рН 9,7. Коэффи- циенты нефтевытеснения приведены в таблице. .

П р и м е р 25 (по прототипу).Готовят раствор СП-10 с концентрацией 0,2 масД, для чего 2,0 г ОП-10 раст

воряют в 998,0 г пресной воды с плотностью JJ 1,0 .речная вода,р.Томь)

1,5 (0,15 мас.%) растворяют в 998,5 речной воды; 8,0 т (0,8 мас.%) - в 992,0 г речной воды. Полученные растворы используют дня вытеснения нефти. Нефть месторожде- нуш, пласта АВ;, вытесняют при сначала -тремя поровьтми объемами пластовой воды месторождения с 1,01, затем одним поровым объемом раствора СП-10 в речной воде с ко щентра- цией 0,2 мас.%, затем двумя поровы- ми объемами раствора л/аШ в речной воде с концентрацией 0,15 мас.%, за тем одним поровым объемом речной воды, после чего двумя поровыми обье-, мами раствора MaCl с концентрацией 0,8 мас.% и затем пластовой водой месторождения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.

Как видно из примеров и таблицы, предлагаемый состав по ср§:Внени10 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 б пopoвы w объемами по прототипу) не требует использования пресной во- ды и чередующр5хся оторочек В составе используются только продукты МНО-

готоннажного производства хямической промышленности.

Состав применяют без дополнитель ньт затрат на обустройство промыслов при. существующей технологии закачки в нефтяные пласты растворов ПАВ. Сос таа может быть использован дпя поВы- шения нефтеотдачи пластов с .различ- . ной степенью минерализ ации пластовых вод, в широком интервале пластовых температур.. .

npHpoct Коэффициентов нефтевытеснения прейяагавмого состава и прототипа

о , 2

0;,75

Пласто . „.. йая ВО Да мес

трро}Зде НИЯ.,,

i 1 г 9

То же ЭсЗЗ

-PU

4

.. t«

.« .

10,2 56 Г

56

1Советское 63,2

i

2

50,4

56

iS,e

6,75 56 1

Збё 6,9

9Л 56 1

ЮЛ 5& , 1.

„

30,8

28,8 6$,5

10

1

12

13

14

IS

16

Преврцел «в-12 Аммиачная селитраАммиак

ОП-10 Аммиачная селитраАммиак

ОП-10 Аммиачная селитра AfbmaK

ОП-10 Аммиачная селитраАммиак

ОП-10 Аммиачная селитраАммиак

ОП-10

Аммиачная селитраАммиак

ОП-10 Аммиачная селитраАммиак

ОП-10 Аммиачная селитраАммиак Ш-10 Ацетат аммония Аммиак

1,0

2,0 2,0

0,5

2,0 1,0

2,0

2,0 1,0

0,1

2,0 1,0

0,05

2,0 1,0

1.0

0.5 0,125

1,0

1,0 0,4

1,0

4,0 ЬО 1,0.

3,0 1,0

-

ti

«,-

,п„

„«„

Плвс- овая

вода Со

ветского

местороя

дения,

-1,01

Продолжение табр1цы

10,2 56 1

- в

26,8 63,0

9,9 56 1

«л

2$,б

9,8 56

-w

29,6 64,1

9,9 56

,7

9,9 56

.

14,7 30iO

9,7 56

, -

6,9

д,/ 56 1

.,6 Зё,7

9J 56

.30«2 65,8

д,2 56

-.-.

42,5

ПрвДолйеяие таблицы

15

По прототипу

ОП-102,0

VaOH1.5

Речная вода р.Томь, f- 1,00

11ресй|1я

вода 100,0 Хлористый мдгяйй 8,0

Редактор Г.Вельская

. Составитель И.Лопакова Техред М.Ходанич

Заказ 2449 Тираж 372Подписное

. ВНИИПИ Тосударственногд комитета СССР ,

по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д.4/5

Производственное-полиграфическое предприятие, г.Ужгород, ул.Проектная, А

1259705

16

Продолжение таблицы

56

I 2

Советское 7,8 18,1

Корректор А.ЗИМОКОСОЕ