СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Советский патент 1995 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения с применением ПАВ.

Целью изобретения является повышение нефтевытесняющей способности состава.

Существенным отличием состава является введение этиленгликоля при концентрации 0,1-1,0 мас. входящего в состав антифризов. Увеличение концентрации до выше 1,0 мас. нецелесообразно, так как не приводит к увеличению положительного эффекта. Уменьшение концентрации до ниже 0,1 мас. не приводит к достижению положительного эффекта. Наиболее предпочтительными концентрациями являются 0,2-0,5 мас.

Концентрация ОП-10, АФ9-12 или превоцела NG-12 должна быть в интервале 0,2-2,0 мас. причем предпочтительными концентрациями являются 0,5-1,0 мас. Положительный эффект композиции с содержанием ОП-10, АФ9-12 или превоцела NG-12, равным 2,0 мас. находится на одном уровне с положительным эффектом при содержании оксиэтилированных алкилфенолов 1,0 мас.

Аммиачная селитра и аммиак образуют аммиачный буферный раствор, обеспечивающий достижение положительного эффекта, причем в указанном интервале концентраций компонентов его буферная емкость оптимальна. Следует отметить, что количество аммиака существенно зависит от минерализации пластовых вод. Для обеспечения положительного эффекта в пластовых водах с большей минерализацией необходимо большее количество аммиака, чем для пластовых вод с меньшей минерализацией.

Для приготовления предлагаемого состава использовали следующие реагенты: ОП-10 оксиэтилированные алкилфенолы; АФ9-12 оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования, равной 12, и длиной алкильного радикала, равной 9; превоцел NG-12 оксиэтилированные алкилфенолы производства химического комбината "Бука", ГДР; аммиачная селитра; аммиак (использовали аммиачную воду с концентрацией аммиака 25,0 мас. этиленгликоль.

Нефтевытесняющую способность состава определяли в условиях доотмыва нефти на экспресс-установке, представляющей собой стеклянные термостатированные колонки, заполненные кварцевым песком и насыщенные нефтью.

Вытеснение нефти осуществляли при пластовой температуре сначала тремя поровыми объемами пластовой или закачиваемой воды, затем одним поровым объемом состава и снова пластовой или закачиваемой водой.

По полученным данным рассчитывали коэффициент вытеснения нефти водой К_в, абсолютный коэффициент вытеснения К_в.абс, (суммарно водой и составом); абсолютный прирост коэффициента вытеснения ΔК_в.абс К_в.абс К_в, относительный прирост коэффициента нефтевытеснения ΔК_в.отн, равный отношению количества нефти, вытесненного составом, к количеству нефти, оставшейся после вытеснения водой.

П р и м е р 1 (по прототипу). 10 г ОП-10, 20 г аммиачной селитры растворяют в 910 г закачиваемой воды Ромашкинского месторождения с плотностью ρ 1,089 (91,1 г/л NaCl; 30,2 г/л CaCl₂; 3,7 г/л MgCl₂) и добавляют при перемешивании 60 г раствора аммиака с концентрацией 25 мас. Получают состав, содержащий 1 мас. ОП-10; 2 мас. NH₄NO₃; 1,5 мас. аммиака, остальное минерализованная вода. Состав используют для нефтевытеснения. Вытеснение нефти (дегазированная нефть Ромашкинского месторождения, в которую добавлено 30% керосина) проводят при пластовой температуре 30^оС сначала тремя поровыми объемами закачиваемой воды Ромашкинского месторождения с ρ 1,089, затем одним поровым объемом состава и снова закачиваемой Ромашкинской водой. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 2. 10 г ОП-10 (1 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.), 10 г этиленгликоля (1 мас.) растворяют в 880 г Ромашкинской закачиваемой воды с плотностью ρ= 1,089 и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас.). Полученный состав используют для вытеснения нефти, проводимого аналогично примеру 1. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 3 (по прототипу). 2 г ОП-10 (0,2 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас. ) растворяют в 948 г пластовой воды Советского месторождения (пласт АВ₁) с плотностью ρ 1,01 (16,3 г/л NaCl; 3 г/л CaCl; 0,31 г/л MgCl₂; 0,15 г/л NaHCO₃; 0,02 г/л NaSO₄) и добавляют при перемешивании 30 г 25%-ного раствора аммиака (0,75 мас.). Полученный состав используют для вытеснения нефти Советского месторождения (пласт АВ₁) при пластовой температуре, равной 56^оС. Заводнение проводят сначала тремя поровыми объемами пластовой воды Советского месторождения (пласт АВ₁) с ρ= 1,01, затем одним поровым объемом состава и снова пластовой водой. Прирост коэффициента нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 4 (по прототипу). 10 г превоцела NG-12 (1 мас.), 25 г аммиачной селитры (2,5 мас.) растворяют в 885 г пластовой воды Советского месторождения пласта АВ₁ (см. пример 3) и добавляют при перемешивании 80 г 25% -ного раствора аммиака (2,0 мас.). Полученный состав используют для нефтевытеснения, проводимого аналогично примеру 3. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 5. 2 г ОП-10 (0,2 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.), 10 г этиленгликоля (1 мас.) растворяют в 938 г пластовой воды Советского месторождения с плотностью ρ= 1,01 (см. пример 3) и при перемешивании добавляют 30 г 25%-ного раствора аммиака (0,75 мас.). Полученный состав используют для нефтевытеснения, проводимого аналогично примеру 3. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 6. Готовят состав, содержащий 0,2 мас. ОП-10, 2,0 мас. аммиачной селитры, 0,75 мас. аммиака, 0,5 мас. этиленгликоля, для чего в 943 г пластовой воды Советского месторождения с ρ= 1,01 (см. пример 3) растворяют 2 г ОП-10, 20 г аммиачной селитры, 5 г этиленгликоля и добавляют при перемешивании 30 г 25%-ного раствора аммиака. Полученный состав используют для нефтевытеснения, проводимого аналогично примеру 3. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 7. Аналогично примеру 5 готовят состав, содержащий 0,2 мас. ОП-10, 2 мас. аммиачной селитры, 1 мас. аммиака и 0,2 мас. этиленгликоля в пластовой воде Советского месторождения, для чего 2 г ОП-10, 20 г аммиачной селитры и 2 г этиленгликоля растворяют в 936 г пластовой воды Советского месторождения и добавляют при перемешивании 40 г 25%-ного раствора аммиака. Полученный состав используют для нефтевытеснения, проводимого аналогично примеру 3. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 8. 2 г ОП-10 (0,2 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.) и 5 г аммиака (0,5 мас.) растворяют в 931 г пластовой воды Советского месторождения и добавляют при перемешивании 40 г 25%-ного раствора аммиака (1 мас.). Полученный состав используют для нефтевытеснения, проводимого аналогично примеру 3. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 9. В 928 г пластовой воды Советского месторождения (пример 3) растворяют 2 г ОП-10 (0,2 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.), 10 г этиленгликоля (1 мас.) и добавляют при перемешивании 40 г 25%-ного раствора аммиака (1 мас.). Полученный состав используют для нефтевытеснения, проводимого аналогично примеру 3. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 10. 10 г превоцела NG-12 (1 мас.), 25 г аммиачной селитры (2,5 мас.), 5 г этиленгликоля (0,5 мас.) растворяют в 880 г пластовой воды Советского месторождения и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас. ). Полученный состав используют для вытеснения нефти, проводимого аналогично примеру 3. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 11. Аналогично примеру 5 готовят состав, содержащий 0,5 мас. превоцела NG-12, 2,5 мас. аммиачной селитры, 0,5 мас. этиленгликоля и 2 мас. аммиака в пластовой воде Советского месторождения, для чего 5 г превоцела NG-12, 25 г аммиачной селитры и 5 г этиленгликоля растворяют в 885 г пластовой воды Советского месторождения и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака. Полученный состав используют для вытеснения нефти, которое проводят аналогично примеру 3. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 12 (по прототипу). 2 г ОП-10 и 20 г аммиачной селитры растворяют в 898 г закачиваемой воды Арланского месторождения с плотностью ρ= 1,1 (124,6 г/л NaCl; 11,4 г/л CaCl₂; 0,4 г/л MgCl₂) и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака. Получают состав, содержащий 0,2 мас. ОП-10, 2,0 мас. аммиачной селитры, 2,0 мас. аммиака, остальное минерализованная вода. Полученный состав используют для вытеснения нефти (дегазированная нефть Арланского месторождения, в которую добавлено 30% керосина). Вытеснение проводят при пластовой температуре, равной 24^оС, сначала тремя поровыми объемами закачиваемой воды Арланского месторождения с плотностью ρ= 1,1, затем одним поровым объемом состава и снова закачиваемой водой. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 13 (по прототипу). Аналогично примеру 12 10 г ОП-10 (1 мас. ), 20 г аммиачной селитры (2 мас.) растворяют в 890 г Арланской закачиваемой воды с ρ= 1,1 и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас. ). Полученный состав используют для нефтевытеснения. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 14 (по прототипу). Аналогично примеру 12 10 г АФд-12 (1 мас. ), 25 г аммиачной селитры (2,5 мас.) растворяют в 885 г Арланской закачиваемой воды с ρ= 1,1 и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас.). Полученный раствор используют для вытеснения нефти. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 15. 2 г ОП-10 (0,2 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.), 1 г этиленгликоля (0,1 мас.) растворяют в 897 г Арланской закачиваемой воды с плотностью ρ= 1,1 (см. пример 12) и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас.). Полученный состав используют для вытеснения нефти, проводимого аналогично примеру 12. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 16. Аналогично примеру 15 10 г ОП-10 (1 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.), 2 г этиленгликоля (0,2 мас.) растворяют в 888 г Арланской закачиваемой воды и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас.).

Полученный состав используют для вытеснения нефти. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 17. Аналогично примеру 15 10 г ОП-10 (1 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.) и 5 г этиленгликоля (0,5 мас.) растворяют в 885 г Арланской воды и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас.). Полученный состав используют для вытеснения нефти. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 18. Аналогично примеру 15 10 г ОП-10 (1 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.) и 10 г этиленгликоля (1 мас.) растворяют в 880 г Арланской воды и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас.). Полученный раствор используют для нефтевытеснения. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 19. Аналогично примеру 15 в 888 г Арланской закачиваемой воды растворяют 2 г ОП-10 (0,2 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.) и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас.). Полученный состав используют для нефтевытеснения. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 20. Аналогично примеру 15 5 г ОП-10 (0,5 мас.), 20 г аммиачной селитры (2 мас.) растворяют в 885 г Арланской воды и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас.). Полученный состав используют для вытеснения нефти. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 21. Аналогично примеру 15 готовят раствор, содержащий 2 мас. ОП-10, 2 мас. аммиачной селитры, 2 мас. аммиака и 1 мас. этиленгликоля, для чего в 870 г Арланской воды растворяют 20 г ОП-10, 20 г аммиачной селитры, 10 г этиленгликоля и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного аммиака. Полученный состав используют для вытеснения нефти. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 22. Аналогично примеру 15 5 г АФ9-12 (0,5 мас.), 25 г аммиачной селитры (2,5 мас.), 5 г этиленгликоля (0,5 мас.) растворяют в 885 г Арланской воды и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного раствора аммиака (2 мас.). Полученный состав используют для вытеснения нефти. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 23. Аналогично примеру 15 10 г АФ9-12 (1 мас.), 25 г аммиачной селитры (2,5 мас.), 5 г этиленгликоля (0,5 мас.) растворяют в 880 г Арланской воды и добавляют 80 г 25%-ного аммиака (2 мас.). Полученный состав используют для вытеснения нефти. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

П р и м е р 24. Аналогично примеру 15 10 г АФ9-12 (1 мас.), 25 г аммиачной селитры (2,5 мас.), 10 г этиленгликоля (1 мас.) растворяют в 875 г Арланской закачиваемой воды с плотностью ρ= 1,1 и добавляют при перемешивании 80 г 25%-ного аммиака (2 мас.). Полученный состав используют для вытеснения нефти. Прирост коэффициентов нефтевытеснения приведен в таблице.

Как видно из таблицы, состав обеспечивает повышение коэффициентов нефтевытеснения по сравнению с прототипом на 3-17%
Состав особенно эффективен для условий месторождений, имеющих высокую минерализацию пластовых вод, большое количество асфальтово-смолистых соединений в нефтях и низкие пластовые температуры. Сырьевая база для производства состава не ограничена, так как все его компоненты являются дешевыми продуктами многотоннажного химического производства.

СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, включающий оксиэтилированные алкилфенолы, например ОП 10 или АФ9 12, или превоцел, аммиачную селитру, аммиак и минерализованную воду, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтевытесняющей способности, он дополнительно содержит этиленгликоль при следующем соотношении компонентов, мас.

Оксиэтилированные алкилфенолы, например ОП 10 или АФ9 12, или превоцел 0,2 2,0
Аммиачная селитра 2,0 2,5
Аммиак 0,75 2,0
Этиленгликоль 0,1 -1,0
Минерализованная вода Остальное