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

Изобретение относится к нефтедобы вающей промыпленности и может применяться для увеличения нефтеотдачи пластов заводнением при первичных и вторичных методах воздействия на пласт.

Цель изобретения - увеличение неф- тевытесняющей опособности состава, улучшение технологичнос;ти его применения ,

В состав для нтпиечеиия нефти из пласта, включаюик-й HPiiiin 5rennoe ПАВ например окситилирим.чиный алкилфеНОЛ ОП-10 или превоцел, или неонол АФ 9-12, соль аммония и аммиачную воду, дополнительно вводят анионоактив- ное ПАВ, например алкансульфонат- вольгонат, алкиларилсульфонат сульфа- нол и роданистьй калий или натрий, или аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неионогенное ПАВ

(оксиэтилироваиHbrii алкилфенол

011-10, или прсноцел, или HSDHoji

сл

со

00

1,0-17,0

13,0-32,0

.3n01

АФ 9-12)2,0-25,0

Лнипнактш Н р ПЛВ (алкаисульфонат-молгонат или

алкштарилсульфо- нат-сульфаиол) Соль аммония (аммиачная селитра или аммоний хлористый)

Роданистый калий или натрий, или аммоний0,1-0,5

Аммиачная вода Остальное Существенными отличиями состава является использование в нем роданистого калия или натрия, или аммония и анионактивного ПАВ (алкансульфона- та-волгоната или апкиларилсульфона- та сульфанола) при указанном соотношении компонентов, что дает возможность увеличить коэффициент нефте- вытеснения на 3-13% и улучгаить технологичность за счет возможности применения состава при высоких пластовых температурах (вьппе 70° с), уменьшения в 3-10 раз объема закачиваемого раствора, снижения температуры застывания состава до минус 46 - ми- нус 52°С, что дает возможность вести закачку в зимнее время в услопиях Сибири.

Концентрации неионогенного ПАВ - оксизтилированных фенолов - находит- ся в пределах 2,0-23,0 мас.%. Концентрация анионактивного ПАВ (АПАВ) алкиларилсульфонлта сульфанола или алкансульфонята волгоната находится в пределах 1,0-17,0 мас.%. При мень- шей концентрации ПАВ полои1телъный эффект не достигается (примеры 11- 13). При большей концентра1щи ПАВ снижается температура застывания раствора, увеличивается его вязкость особенно при отрицательных температурах (пример 8).

Концентрация аммиачной селитры находится в пределах 13-32 мас.%. Пр меньшей концентрации аммиачной селит ры при указанных соотношениях остальных компонентов возможно выпадение осадков пщроксидо и солей жесткост при рачбанлеиии С(|;тана закачиваемой и пластопчГ подами (пример 15). При бол, кс-нии Итр.чции аг-п-1иачиой rfjuvi- ры в coc TMiM с укачанным сочтиоик-иис кчиппнен гч)1 1ИМ10ЖИ ri jii.iii.ii 3(}i lii к 1 спи ж.Ч(. теи (;1рг.м1-1)Ы П--13).

10

15

25

20

35 40 , 45

и -JQ и55 м

Сщуср ние ро.чаиистого аммония (натрия, кплия) н составе находится и пределах 0,1-0,57.. При значении состав стянонится коррозионно активным (пример 13). Увеличение коч- центрации вьппе 0,5% не приводит к увеличению положительного эффекта (пример 12) и экономически нецелесообразно.

Нефтевытесняющую способность состава определяли в условиях доотмыва нефти на экспресс-устаговке, представляющей собой кварцевые термостатированные колонки, заполненные силикаге- лем марки АСКГ и иасьпценные нефтью. Подготовку песка и колонок вели в соответствии с ОСТ 39-070-78,.Температуру колонок регулировали с помощью ультратермостата И-10. ,Ф1Я вытеснения использовали нефть при 20°С с плотностью 0,8561 г/см , при 90°С 0,8070 г/см , Jie VTb ,8397 г/см при 20 С и нефть с р 0,8338 г/см - при 20°С.

Вытеснение пефти осуществляли при rmacTOBofi температуре сначала двумя поровым; объемами закачиваемой воды, затем определенным объемом состава и снова закачивае кл водой. По получен- HhiM данным рассчитывали коэффуп иент вытеснения нефти водой V. (%), абсолютный коэффициент цефтевытеснения а&с суммарно тзодой и составом, абсолютный прирост коэффициента неф- тевытесне1шя ui. К. , %; относительный прирост коэффициента нефте- вытеснения р (%), равный отношению количества нефти вытесненной .cor ставом, к количеству нефти, оставшейся после вытеснения водой.

Коррозионные испытания проводили методом контр Льных образцов,

Метод состоит из определения скорости коррозии путем измерения нас- сы образцов до и после выдерш1ва жя в коррозионной среде (составе). Образец зачищают наждачной бумагой, затем промывают водой и спиртом. После испытания продукты коррозии удаляют . их образца протиранием фильтровальной бумагой, мелом и в отдельных случаях травлением в 1 М соляной кислоте. Массу о11разцов определяют на анапитически : несах ВЛР-200 с точностью 0,0001 г, В опытах используют образцы стали (, т , 3 прямоугольной форм1,1, которые подвешивают на хлоп- ча гобумял.иых нитях в стеклянных кол5I 3

бах с испытуемюм сс стяном, Псремешч- осуществляют магнитной мешалкой с частотой вращения 200 об/мнн. Глубннньп показатель коррютнн П (мм/год) рассчитывают по формуле

П - 1,15 Л™- /гоп

1 с

где Дга - разность масс образца, освобожденного от продуктов коррозии, до и после испытания, г; S - площадь поверхности образца, время . ист:1таМия, ч; 1,15 - переводной коэффициент для образцов стали Ст.З,

Температуру помутнении и застыва- шя состава определяют по известной методике.

Пример 1. (известный состав 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 пластовой водит месторождения с плотностью ,01 г/см (16,3 г/м NaCl; 3,0 г/л CaCI,; 0,31 г/л MgClj ; 0,13 г/л NallCO, и 0,02 г/л NajSO). Состав имеет рН 10,2. Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения, пласта А(, при , Вытеснение ведут сначала двумя порояыми объемами (Згластовой воды, затем одним поросым объемом состава и снова пластовой водой.

Пример 2 (ичпестиый состав) 20,0 превоцела NG-12; 40,0 г аммиачной селитры и 80,0 г 251-ного аммиака растворяют н 860,0 г воды с плот- ностьюр-1,0 г/см (13,7 г/л NaCl; 0,39 г/л MgClj; 1,3 г/л CaCl и 0,27 г/л KHOOj). По.пучают состав, содержащий, мае . %: 2, Г) преноцепа; А, О аммиачной селитры; 2,0 лммиака и ми- нерализопанная вода остапьное. Состав имеет рН 10,1, Полученный состав используют для вытеснения нефти пласта

Af

Пример 3,(аналогично известному сос тану) . 13,3 г неонола АФ 9-12 (1,33 мас.%); 6,7 г сульфанола (0,67 мас.%); 20,0 г яммиачной селитры (2,0 мас.%) и ДО,О г 23%-Ного аммиака (1,0 мчс,%) раство 1яют и 920,0 г воды. ПолучсниыГг гостап используют для иытесиеиия Ht-фти месторождения ,

11 р и м е р 4. 701),О г 011-10 (2U,0 мас,%); 100,0 г супьфанола (10,0 млс,%), 200,0 г -чч-. качной се,

литры (20,0 маг.%) и 1,0 г р -ымш; того натрия (0,1 мас.%) растнчряют в 499,0 г аммиачной РОДЫ (49,9 мас.%). Полученным составом . проводят вытеснение нефти месторождения. Скорость коррозии стали Ст.З в полученном составе 0,8 мм/год.

Пример 5 (аналошчио примеРУ ) 100,0 г превоцела NG-12 (10,0 мас.%), 50,0 г вольгоната

3,0 мас.% ; 300,0 г аммиачной селитры ,0 мас.%) и 1,0 г роданистого калия (0,1 мас.%) растворяют в

549,0 г 25%-ной аммиачной воды (54,9 мас.%). Полученным составом производят вытеснение нефти месторождения. Скорость коррозии стали Ст.З в составе. 0,9 мм/год.

Пример 6 (аналогично примеру 4). 170,0 г превоцела NG-12 (17,0 мас.%); 170,0 г сульфа нола (17,0 мас.%); 150,0 г аммиачной селитры (15,0 мас.%) и.2,О г роданистого аммония ((/,2 мас.%) растворяют в 508,0 г 25%-ной аммиачной воды (30,8 мас.%). Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения. Скорость коррозии стали

Ст.З п полученном составе О,I мм/год. Пример 7 (аналогично примеру 4), 230,0 г неонола АФ 9-12 (23,0 мас.%), 60,0 г волгоилта (6,0 мас.%): 190,0 аммиачной ceлиtpы

(19,0 мас.%) и 3,0 г роданистого аммония (0,5 мас.%) растворяют в 495,0 Г 25%-ной аммиачной воды (49,5 мас.Х). Полученный состав используют для вытеснения Н(фти месторождения.

Пример 8 (аналогично примеру 4). 270,0 г ,:епиола АФ 9-12 (27,0 мае.), 18,0 г сульфонала (18.0 мас.%), 140,0 г аммиачной селитры (4,0 мас.%) и 0,5 г роданисTUIO аммония (0,05 мас.%) растворяют в 409,5 г 25%-ной лмьп1ачной воды (40,95 мас.%). Полученный состав исользуют для вытеснгния нефти местоождения. Скор(5сть короозии стали

т.З в составе , d см/год. Увеличеие вязкости состава уменыпенисм емпературы глг-дуи . : при 10 С щ 0,325 Па-с, при 0° р O./S Пл с, при (,91П . : к-,м; -20 С |К - 1,810 Па с.

П р и м е р - i. огтары с разичным содержании . - 1 г: |-llrilTtn) ГОТОили анялоги шо при, н ,

Нофтонытесияютие спойства предла- i-аемогп согтпна приведены в таблице.

П р и м р р 12.(аналогично при- мнру 4). 2,0 г неонола АФ 9-12 (,0,2 мае.,%), 1,0 г сульфанола (0,1 Mac.Z); 340,0 г аммиачной селитры (ЗА,О мас.%) и 7,0 г роданистого аммония (0,7 мас.%) растворяют в 650,0 г 25%-ной аммиачной воды

(65,0 масД). Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения. Скорость коррозии стали Ст.З в полученнот-1 составе 1,0 мм/год,

Пример 13 (аналогично приме- РУ i) . 1,0 г неонола АФ 9-12 (0,1 мас.%); 0,5 г сульфанола (0,05 мас.%); 340,0 г аммиачной селитры (34,0 мас.%) и 0,1 г роданистого аммония (0,01 мас.%) растворяют в

658,4 г 25%-ной аммиачной воды (65,84 нас.%). Полученный состав используют для вытеснения нефти месторождения. Скорость коррозии стали Ст.З в полученном составе 3,7 мм/год.

Пример 14( аналогично примеру 4). 250,0 г неонола АФ 9-12 (25,0 мас.%); 248,0 г аммиачной селитры (24,8 мас.%) и 2,0 г роданистого аммония (2,0 мас.%) растворяют в 500,0 г 25%-ной аммиачной воды (50,0 мас.%). Полученным составом проводят вытеснение нефти месторождение. Скорость коррозии стали Ст.3 в полученном составе 0,2 мм/год.

Пример 15 (аналогично примеру 4). 200,0 г неонола АФ 9-12 (20,0 мас.%), 100,0 г сульфанола (10,0 мас.%), 130,0 г аммиачной селитры (130 мас.%) и 2,0 г роданистого «Э ЛИЯ (0,2 мас.%) растворяют в 568,0 г 25%-ной аммиачной воды (56,8 мас.%). При разбавлении состава водой выпадает осадок.

Пример 16 (приготовление

состава непосредственно на промысле) В емкость объемом 60-70 м загружают 33,30 т аммиачной воды (25%- ной); 11, 10 т аммиачной селитры;3,70 т превоцела NG-12,1; 85 г сульфанола и 0,05 т роданистого аммония и переме- тивают до полного растворения компонентов, Папучают 50 т состава, содержащего, мас.%: 7,4 превоцела, 3,7 сульфаиопа; 22,2 аммиачной селитры, 0,1 роданистого аммония и амъшачиан водя (25%-н.чя) остальное. Согт.чн пе- рсклчип.1ют насосом п накопит . л MI VKI р f-MKcicTi, и ГС1ТОНЯТ след утопии р 50 г го

Q

п

с

5

стана, Согтан температуру та- мерчаиня -52°С и температуру помутнения 91 с.

Пример 17 (анало1-ично примеру 4), 91,0 г ОП-Ш (9,1 мас,%); 182,0 г хлористого аммония (18,2 мае .%) и 5,0 г роданистого аммония (0,5 мас.%) растворяют в 722,0 г 25%- ной аммиачной воды (72,2 мас.%). По- лученным составом проводят вытеснение нефти месторождения. Скорость коррозии стали Ст.З в полученном составе 0,5 мм/год.

Пример 18 (приготовление со- . става непосредственно на промысле). В В емкость объемом 60-70 м загружают 31,20 т аммиачной воды,(25%-ной); 12,50 т аммиачной селитрыi 6,25 т превоцела NG-12 и О , 05 т роданистого аммония и перемепмвают до полного растворения компонентов. Получают i 1.50 т состава, содержащего,, мас,%: 12,5 превоцела; 25,0 аммиачной селит-; ры} 0,1 роданистого аммония и аммиач- ная вода (25%-ная)0стальное.Состав пе рекачивают насосом в накопительн ую ем-г кость и готовят следующие 50 т состава., Состав имеет температуру замерзания -4б°С и температуру помутнения 69 С, -Полу- ченный состав используют для закачки в нагнетательную скважину с целью.J увеличения нефтеотдачи пластов,

Прирост коэффициента нефтевытес нения приведен в таблице.

Таким образом, состав по сравнению с известным обеспечивает увеличение коэффициента нефтевытеснения на 3-13%, позволяет в 3-10 раз снизить объемы аакачки, применить состав для увели- чеш1я нефтеотдачи пластов с температурой больше и понизить температуру замерзания от -46 до - 52 С, что дает возможность использовать состав в время.

Применение состава не требует боЯЬ- больших дополнительных затрат йа об- устройство месторождений при существующей технологии добычи нефти заводнением, - Формула изобретения

1. Постаи для извлечения нефти из пласта, включающий неионогенное ПАВ - оксиэгилированный алкилфенол, n;ini:)HMep ОН- О или неонол АФ 9-12 или чревощ-л, соль аммония и нук) ьоя.у, отличающийся I61M, что, иолтлК увеличения нефтевы- ГРСЧ1 с III .собности состава, и

улучшения технологичности ег-о применения, он дополнительно содержит яки- оиактивное ПАВ и роданктстый калий или натрий, или аммоний при следующем соотношении компонентой, мас./S: ОксиэтилированиьпТ алкилфенол, например ОП-10, или неонол АФ 9-12, или превоцел2,0-25,0

159810

Анионактивное ПАВ Соль аммония Роданистый аммоний или натрий, или калий

Аммиачная вода 2. Состав по п. I,

1,0-17,0 15,0-32,0

О,1-0,5 Остальное о т л и чаю

щ и и с я тем, что.в качестве анион- 10 активного ПАВ состав содержит алкип- арилсульфонат или алкансульфонат.

Изобретение относится к добьшающей промышленности и предназначено для увеличения нефтеотдачи пластов заводнением при первичных и втбричных методах воздействия на пласт. Цель - увеличение нефтевытес- няющей способности состава, улучшение технологичности его применения. Для этого состав содержит следующие компоненты при их соотношении, мас.Х: окси- этилированный алкилфенол, например СП-10, или неонол АФ 9-12, или прево- цел 2,0-25,0; ациоиактивное ПАВ 1,0- 17,0; соль аммония 15,0-32,0, роданистый калий или натрий, или аммоний О,1- 0,5 и аммиачная вода остальное. В качестве аиионактивногЬ ПАВ состав содержит алкиларилсульфонат или алкан- сульфонат. Состав получают путем растворения его компонентов в воде и ис- пользуют для вытеснения нефти месторождения. Коэффициент нефтевытесне- ния при этом увеличивается на 3-13Z, а объем закачки снижается в 3-10 раз. Состав можно применять для увсличейия неф еотдачи глистов с температурой больше 70°С, причем температуру замерзания можно понизить до минус А6 - минус 52°С, что дает возможность использовать его в зимнее время, I з.п. ф-лы, 1 таОл. г (Л

7

-

1,0

30,( ««,

М

9«

91

-50

0.1 O.J 0.)

1,0 2.0 0,1

0,1

0.3

о, I

0,2

J,1 .з

II,S 20,) 2.« 3, 12,1

ГО.О

23,7 30. 32,2 3J,J

«,|

1в,2 2),О 0,« «6,9 8,0 2в,0

4«,0

«,0 6.«

«3

0,1 0,2

30,9 73,2 1,5 7Я,

ХОО

-Я

0,1 0,3

3, 3«.

1,2

33. г

14,7

71, 73,Я

90 9

0,1

35,7 76,2

91

0,1 0,2

35,0 75,1 35,0 75,3

91

-Я

О, I

О,г о, I

29,0 59,С 35,8 70,2

21,7 U,l

9t

-52

0, i

ч, 1

)1,0 69,2 U,) 15,0