Способ добычи нефти из подземной залежи средней или высокой солености Советский патент 1989 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к способу добычи нефти из подземной залежи средней или высокой солености.

Цель изобретения - понижение градиента давления в процессе добычи.

, Температуру инверсии фаз определяют при помощи измерения электрической проводности. Для этой цели изготовляют эмульсию, состоящую из нефти и плдстовой воды соответствующей

залежи (соотношение фаз 1:1) и поверхностно-активного вещества (2 в пересчете на водную фазу), а также, в случае необходимости, из добавок, и электропроводность измеряют а зави- г -юсти от температуры. При температуре инверсии фаз o/w эмульсия типа масло в воде превращается в w/o эмульсию типа воды в масле или наоборот, причем электропроводность скачкооб см

разно снижается или повь1и;ается. Этот температурный предел имеет разницу только немногих градусов. R качестве температуры инверсии фаз регистрируется такая температура, при которой электропроводность достигает среднего значения между указанными обоими типами эмульсии.

КарбоКСиметилированные оксиэтила- ты Формулы R-(OCH2CH)-OCIl2-COOM получают, например, путем реакции оксиэтилатов формулы R-(O-CH.)OY с солью хлоруксусной кислоты в присутствии гидроокиси щелочи или земельно-щелочного металла.

В зависимости от условий процесса полученные оксиэтилаты имеют степень карбоксиметилирования .

Способ осу1чествляют следующим образом.

При известной температуре залежи или, в случае необходимостиjтемпературного предела из нефти, пластовой воды и, в случае необходимости, газа залежи и подходяи1его карбоксиметили- рованного оксиэтилата вышеуказанной формулы ориентировочно измеряют температуру инверсии фаз. R случае необходимости следует повторять это измерение дальнейшими поверхностно- активными веществами этого класса и в случае необходимости добавками.

На основе полученных данных получают структуру карбоксиметилирован- ного оксиэтилата, степень эффективности которого относительно системы данной залежи можно выявлять при помощи одного или нескольких опытов с применением слоя песка в качестве модельного пласта.

При этом можно изменять гидрофобный радикал R, оксиэтилатную цепь и карбоксиметилатную группу, содержание которой а получаемом продукте можно изменять в широких пределах путем регулирования конверсии исходног оксиэтилата и хлоруксусной кислоты.

Кроме того, в случае необходимости, можно также оптимировать объем впрыскиваемого раствора, его концентрацию и возможных добавок, а также вид и величину контролирующего мобильность нефти полимерного раствора путем испытания на модели. Иа основании результатов этих пpeдвapиteльныx испытаний раствор подают s залежь при помскци насосов. При этом раствор можно использовать или непрерывно.

5

0

5

0

5

0

5

0

5

или в виле так называемого слага, т.е. в виде точно определенного объема 0,05- |,0 14. Величина слага предпочтительно зависит от концентрации раствора и от экономичности.

Целесообразно перед подачей поверхностно-активных Bei iecTs проводить заводнение пласта с применением пластовой воды. Величина этого водного слага составляет 0,01-А PV, предпочтительно О,05-1,П rv. Целесообразно после подачи слага поверхностно-активного вещества в залежь нагнетать для контроля мобильности, а также для защиты раствора от попадания пластовой воды полимерный елаг. Для этой цели растворяют полимер или полимерную смесь в пластовой воде, которые имеют вязкость в -6 раза больше, чем вязкость нефти. При залежи средней и более высокой солености (3-28) предпочтительно используют, биополимеры, например, полисахариды или производные целлюлозы, которые в присутствии повышенной концентрации соли имеют достаточную вязкость и не проявляют никакого осаждения.

В пластовые воды, которые сравнительно бедны ионами земельно-щелочных металлов, может оказаться целесообразным к раствору и пластовой воде, подаваемой перед и после подачи раствора, добавлять растворимые соли щелочных металлов. При согласовании поверхностно-активного вещества к залежи, т.е. при измерении температуры инверсии фаз, следует учесть добавки.

Целесообразно после нагнетания полимерного раствора осуществлять впрыскивание нормальной воды. Это проводят до тех пор, пока добыча нефти не станет рентабельной.

Пример 1. В качестве раствора поверхностно-активного весмества используют 0,2 PV 6,6%-ной дисперсии карбоксиметилированного нонилфенол- оксиэтилата с 5,5 моль окиси этилена/1 моль в пластовой воде. Степень карбоксиметилирования составляет 70%, а температура инверсии фаз соответствующей эмульсии нефти составляет 48 С.

Вследствие яаволнения достигается степень извлечения нефти 75%, которая увеличивается после 1,3 PV после начала подами поверхностно-активного вещества на 23, г оНцей степени извлечения нефти . Во время процесса добычи нефти средний градиент давления составляет O.f, бар/м.

П р и м е р 2 (Прототип). Повторяют пример 1 с той разницей, что температура залежи составляет (температура инверсии фая составляет в примере 1 48°С). Вследствие наводнения достигается степень извлечения нефти 73 о, которую после ,Ц TV после начала подачи поверхностно-активного вещества повышается до 99% общей степени извлечения нефти. Однако при этом средний градиент давления составляет 41 бар/м.

Такой градиент давления при переносе на поле приводит к давлению, которое гораздо выше давления проницаемости, и к исключению использования поверхностно-активного вещества при третичной добыче нефти.

П р и м е р 3. floвтopяют пример 2 с той разницей, что применяют кар- боксиметилированный нонилфенолокс- этилат, содержащий 5,9 моль окиси этилена/моль. При этом температура инверсии фаз составляет ЗР°С (при температуре залежи 5f °C). Степень извлечения нефти после наводнения с 75% можно повышать до 99% вследствие подачи поверхностно-активного вещества, причем средний градиент давления достигает значения 0,7 бар/м.

П р и м е р 4 (прототип). Повторяют пример 1 с той разницей, что применяют О, 4 PV 5,5%-ной дисперсии сла- га поверхностно-активного вещества карбоксиметилированного оксиэтилата спирта жирного ряда (c,2-Ci4.) с 4,5 моль окиси этилена/моль в пластовой воде (температура инверсии фаз составляет 53 С), причем температура залежи составляет 5б°С. Пследствие наволнения получается степень извлечения нефти 77%, которую после 1 , 4 FV вслелствие подачи поверхностно-активного вещества можно повысить до 99%. Средний градиент давления повышается до 23 бар/м,

П р и н е р 5. Повторяют пример ч

с той разницей, что процесс приводят

ром 4 достигается только средний гр диент давления 0,7 бар/м.

П р и м е р 6 (сравнительный, до казательство существенности верхнег предела заявленной температуры). По торяют пример 3 с той разницей, что процесс проводят при температуре за лежи (температура инверсии фаз

10 составляет Зб С). Степень извлечени нефти после наводнения составляет 77%. Путем добавления поверхностно- активного вещества ее можно повысит до , причем сначала 10% нефти до

15 бавляют без эмульсии и дальнейшие 7 в виде эмульсии масла в воде. Средний градиент давления во время процесса добычи нефти составляет 0,6 бар/м.

20 Результаты этого опыта показываю что при превышении заявленного верх него предела (20°С над температурой залежи) часть нефти добавляют только в виде эмульсии масла в воде.

25 Пример7. Для получения искусственного пласта кварцевым песком заполняют термопластизируемую трубу высокого давления длиной 70 см и диаметром 5 см, снабженную прибором дл

30 измерения температуры и манометром, выполненную с возможностью закрытия с обеих сторон резьбовыми затворами с капиллярным входом и выходом, со- держаи1им напорный клапан. Слой песка

35 насыщают пластовой водой А и при помощи термопласта нагревают до желаемой температуры. Затем определяют проницаемость слоя песка, проводят насыщение нефтью А, причем одновре40 менно определяют содержание адсорбированной воды. Скорость заводнения составляет 2,5 м/день. После подачи 1,5 ОП пластовой воды (1 ОП 750 мл) причем степень заводнения составля45 ет 98-100%, в качестве слага нагнетают поверхностно-активное вещество. Затем в качестве слага нагнетают полимерный раствор (0,4 ОП) и 3,0 ОП пластовой воды. Нагнетание поверхно50 стно-активного вещества, полимера и последующее заводнение пластовой водой .осуществляют со скоростью 1 м/ден Температура залежи составляет 49°С, давление 60 бар, пористость искуспри температуре залежи 9 С. Степень gg странного пласта 5%, проницаемость

извлечения нефти составляет 76%, а вследствие добавки поверхностно-активного вещества повышается на 22%. По сравнению со сравнительным приме1/00 мЛ и содержание адсорбированной воды 26%.

Пластовая вода А содержит, %: NaC 20; КС1 0,1; СаС1г1,2; f;g(:liO,i4. П

ром 4 достигается только средний градиент давления 0,7 бар/м.

П р и м е р 6 (сравнительный, доказательство существенности верхнего предела заявленной температуры). Повторяют пример 3 с той разницей, что процесс проводят при температуре залежи (температура инверсии фаз

составляет Зб С). Степень извлечения нефти после наводнения составляет 77%. Путем добавления поверхностно- активного вещества ее можно повысить до , причем сначала 10% нефти добавляют без эмульсии и дальнейшие 7% в виде эмульсии масла в воде. Средний градиент давления во время процесса добычи нефти составляет 0,6 бар/м.

Результаты этого опыта показывают, что при превышении заявленного верхнего предела (20°С над температурой залежи) часть нефти добавляют только в виде эмульсии масла в воде.

Пример7. Для получения искусственного пласта кварцевым песком заполняют термопластизируемую трубу высокого давления длиной 70 см и диаметром 5 см, снабженную прибором для

измерения температуры и манометром, выполненную с возможностью закрытия с обеих сторон резьбовыми затворами с капиллярным входом и выходом, со- держаи1им напорный клапан. Слой песка

насыщают пластовой водой А и при помощи термопласта нагревают до желаемой температуры. Затем определяют проницаемость слоя песка, проводят насыщение нефтью А, причем одновременно определяют содержание адсорбированной воды. Скорость заводнения составляет 2,5 м/день. После подачи 1,5 ОП пластовой воды (1 ОП 750 мл), причем степень заводнения составляет 98-100%, в качестве слага нагнетают поверхностно-активное вещество. Затем в качестве слага нагнетают полимерный раствор (0,4 ОП) и 3,0 ОП пластовой воды. Нагнетание поверхностно-активного вещества, полимера и последующее заводнение пластовой водой .осуществляют со скоростью 1 м/день. Температура залежи составляет 49°С, давление 60 бар, пористость искус1/00 мЛ и содержание адсорбированной воды 26%.

Пластовая вода А содержит, %: NaCl 20; КС1 0,1; СаС1г1,2; f;g(:liO,i4. П

качестве полимера служит гидрокси- этилцеллюлоза (0,, раствореная в пластовой воде, вязкость при 2S°C составляет 60 мПа.с). В качестве нефти А используют парафиново-ос- новную нефть с Пп° 1,86, d j, 0,863 г/смз и 40 19 мПа-с.

В качестве раствора поверхностно- ктивного вещества используют 0,15 СП , дисперсии карбоксиметили- рованного нонилфенолоксиэтилата с 5, т моль окиси этилена/моль (6,5 г) в пластовой воле. Степень карбокси- етилирования составляет 98, а температура инверсии фаз соответствуюей эмульсии нефти составляет 52 С. Вследствие заводнения достигается степень извлечения нефти 75%, которая увеличивается после 1,2 ПП после начала заводнения поверхностно-активного вещества на 25% до общей степени извлечения нефти 100%. При этом водосодержание сокращается до 50%. Во время транспорта нефти средний градиент давления составляет 0,5 Бар/ /м. В песке (2,k кг) определено аналитическим путем 3,3 г поверхностно- активного вещества, которое распределено сравнительно гомогенно.

(1ример8. В пласт согласно примеру 8 (пластовая вода А, нефть А, пористость проницаемость 11 ОС МА, адгезионная вода 28%, температура 57°С) после заводнения водой, вследствие которого было достигнуто извлечение нефти , впрыскивают 0,2 ОП раствора поверхностно-активного вещества (10,3 г карбоксиметилированно- го нонилфенолоксиэтилата с 5,8 моль окисью этилена/моль, степень карбок- симетилирования СМ составляет 97%, причем диспергирование проводят в пластовой воде Л, а температура инверсии фаз составляет 61°С), вследствие чего после дальнейшего 1,3 ОП после начала заводнения поверхностно- активными ве1цествами достигают общее извлечение нефти 99%. После проведения опыта заводнения в пористом пространстве было доказано аналитическим путем 4,5 г поверхностно-активного вещества.

П р и м е р 9. Приготовляют искусственный пласт аналогично приме- ру 8, смачивают пластовой водой Б и насыщают нефтью Б (пористость составляет 39%, проницаемость 120 мД, содержание адгезионной воды 26%, тем, , -- 10

5195308

пература 41 °С). ocne заводнения водой, которое приводит к извлечению нефти 72%, впрыскивают 0,13 ОП раствора поверхностно-активного вещества (5,6 г карбоксиметилированного нонилфенолоксиэтилата с 5 моль окиси этилена/моль, степень карбоксимети- лирования составляет 97 j, температура инверсии фаз эмульсии нефти В ), диспергированного в пластовой воде В, причем как в предыдущих примерах подают Q, ОП раствора полимера и 3 ОП пластовой воды. При этом скорость заводнения составляет 0,6 м/день. После подачи 1,6 ОП после начала выравнивания поверхностно- активного вещества достигают общее извлечение нефти 97%. По время прохождения нефти через пласт наблюдается среднее значение давления в 5,5 бар/м. Это сравнительно высокое значение получается вследствие низкой проницаемости пласта.

После проведения опыта заводнения в пористом пространстве было обнаружено З, г поверхностно-активного веу ества .

Пластовая вода Ь содержит, %: Nad 10; CaCljt 2,2; MgCl. 0,5 и незначительное количество КС1 и SnCl.

15

20

25

30

Нефть Б является парафиново-основной J, 1,А80, плотность РЮ - 0,86,

вязкость 2

20

9 мПа.с.

П р и м е р 10. Пласт аналогично примеру 8 (пористость , проницаемость мД) смачивают пластовой водой А и насыщают нефтью А (содержание адгезионной воды составляет 25%, температура опыта ). Вследствие наводнения водой достигают извлечение нефти 71%. Путем впрыскивания 0,17 СП раствора поверхностно-активного вещества (8,3 г карбоксиметилированного альфол-121 4-оксиэтияата с ,5 моль окиси этилена/моль, степень карбок- симетилирования составляет , диспергированного в пластовой воде А, при температуре инверсии фаз ), полимерного раствора и пластовой воды А аналогично примеру 8 извлечение нефти после подачи 1,3 ОП было повышено до 93%. Во время транспорта нефти через пласт определяют среднее знамение давления, которое составляет 1,6 бар/м при скорости заводнения 1,5 м/день. После опыта заводнения в песке аналитически определили

1

4,6 г поверхностно-активного веи(е- ства.

П р и м е р 11. R пласт аналогично примеру 8 (пористость k }%, проницаемость 5бО м/0 , смачиваемый пластовой водой А, насыщенный нефтью А (адгезионная вода 23%), температурой 61°С после заводнения, вследствие которого получается извлечение нефти 70% (водосодержание 95-100%), впрыскивают 0,2 ОП раствора поверхностно- активного BeinecTsa (Ч, г карбокси- метилированного альфол-1б-оксиэтилата с 7 моль окиси этилена/моль, степень карбоксиметилирования 91%, температура инверсии фаз эмульсии нефти ) затем добавляют О,Ц ПП полимерного раствора и 3 ОП пластовой воды А. После подачи 1,1 ОП после начала впрыскивания поверхностно-активного вещества получают дальнейшие 17% нефти, причем водосодержание сокраи|ает- ся до 60%. Во время транспорта нефти через пласт измеряют среднее значение давления, которое составляет 1 бар/м при скорости заводнения в 1,2 м/день. Содержание поверхностно- активного вещества определяют анализом и оно составляет 4,0 г.

П р и м 6 р 12. Аналогично примеру 8 пласт пористостью Ц% и проницаемостью 1200 мД смачивают пластовой водой А и насыщают нефтью А (содержание адсорбционной воды составляет 25%, температура залежи ). После заводнения водой, приводящего к 71%-ному извлечению нефти, в залежь нагнетают 0,2 ПП раствора 9,1 г карбоксиметилированного динонилфенол- оксиэтилата, содержащего 13,7 моль окиси этилена/моль и имеюцего степень карбоксиметилирования 95%, в пластовой воде А. При этом температура инверсии фаз составляет . Затем нагнетают О,Ц ОП полимерного раствора и 2 ОП пластовой воды А. После подачи 1,2 ОП после начала нагнетания карбоксиметилированного оксиэтилата извлечение нефти повышают до 96%, Во время транспорта нефти через пласт определяют средний градиент давления, который составляет 1,6 бар/м при скорости заводнения 1,5 м/день. После окончания опыта залежь содержи 4,6г поверхностно-активного вещества.

П р и м е р 13. Аналогично примеру 8 пласт с температурой 36 С, имеющий пористость k(% и проницаемость

30

1300 мД, смачивают пластовой водой Б и насыщают нефтью Б (содержание адгезионной воды 25%). После заводнения водой, приводящего к 7 4%-ному извлечению нефти, в пласт впрыскивают 0,25 ОП раствора 10 г карбоксиметилированного нонилфенолоксиэтилата, содержащего 5 моль окиси этилена/моль

и имеющего степень карбоксиметилирования 97%. При этом температура инверсии фаз составляет , атем добавляют О, ОП полимерного раствора и 3 ОП пластовой воды Б. После подачи

1 ,1 ОП после начала впрыскивания карбоксиметилированного оксиэтилата степень извлечения нефти повышают до 98%. Гю время транспорта нефти через пласт измеряют средний градиент давления, который составляет 1,2 бар/м при скорости заводнения 1 м/день. Содержание поверхностно-активного вещества в пласте составляет 3,2 г. П р и м е р 1 t. Для получения искусственного пласта термостатируемую трубу высокого давления длиной 70 см и диаметром 5 см, снабженную прибором для измерения температуры и манометром, выполненную с возможностью

запирания с обеих сторон резьбовыми затворами с капиллярным входом и выходом, содержащим напорный клапан, заполняют кварцевым песком с закругленными кромками. При помощи дозирующего насоса высокого давления слой песка насыщают пластовой водой и при помощи термостата устанавливают желаемую температуру. Датчиком давления определяют проницаемость слоя песка.

Затем слой песка насыщают нефтью, причем одновременно определяют содержание адгезионной воды. Далее проводят заводнение водой со скоростью 2,5 м/день. После введения 1,5 PV

пластовой воды (1PV приблизительно 750 мл), при котором достигается степень заводнения 9 -100%, в качестве слага нагнетают поверхностно- активнЬе вещество. Затем подают

3,О rv пластовой воды. Подачу поверхностно-активного вещества и последующую подачу пластовой воды осуществляют со скоростью потока 1 м/день. Температура залежи при

этом составляет 6Г,°С, давление 60 бар, пористость искусственного пласта %, проницаемость слоя 1000 мД и содержание адгезионной воды 25%. При этом пластовая вода со2,7 моль окиси этилена/моль, которая содержит еще 0,25, иэобутанола. Степень карбоксиметилирования поверхностно-активного вещества составляет 75. При этом температура инверсии фаз нефтяной эмульсии составляет ЦВ С

ряда с 2, моль окиси этилена/моль в пластовой воле. Степень карбоксиметилирования при этом составляет 70, а температура инверсия фаз соответствующей эмульсии нефти 73,5 С. Путем заводнения водой достигаемая степень добычи нефти составляет б9%, а путем нагнетания после начала заводнения

II1519530 держит на 1 л, г: NaCl 23,5; KCl рованных оксиэтилатов смеси спирта 0,75; CaCii1,1; MgCl3,5; a2S04 ; жирного ряда с 12-18 С-атомами и NaHCOj 0,2. R качестве нефти используют парафиноно-основную нефть, содержащую парафинов, нафтенов и 21% ароматов.

В качестве раствора поверхностно- активного вещества применяют 1,5 PV 21-ной дисперсии карбоксиметилирован- ю при температуре модельного пласта ного оксиэтилата С,-спирта «ирного 43 С. Путем заводнения водой степень

извлечения нефти достигает 50, которую путем заводнения поверхностно-активным веществом и последуюсцей пода- 5 чи рабочей воды после подачи 2 FV можно повысить до 805. При этом найденный средний градиент давления равен 0,3 бар/м.

П р и м е р 1б. Повторяют пример поверхностно активным веществом даль- 20 5 с той разницей, что используют нейших 1, PV можно достичь увеличе- карбоксиметилированный оксиэтилат ния добычи нефти на 19%, т.е. до й8%. смеси спирта жирного ряда с 12-18 При этом степень заводнения снижает- , С-атомами и 1,5 моль окиси этилена/ ся до 60%. Во время добычи нефти, /моль (температура инверсии фаз 6°С).

25 Опыт проводят при температуре залежи 1 С. Путем заводнения водой степень извлечения нефти достигает , которую путем воздействия поверхностно- активного вещества можно повысить до 99%. В этом опыте во время заводнения поверхностно-активным веществом определяется не вызывающий никаких трудностей градиент давления, равный 1,2 бар/м.

Пример 17-2. Повторяют пример 1 с разницей, указанной в таблице. При этом оксиэтилат в примерах 18-22 используют в виде натриевой соли, в примерах 23 и 25 - в виде калиевой соли, а в примере виде аммониевой соли.

П р и м е р 25. Повторяют пример 1 с той разницей, что вместо пластовой воды используют закачиваемую в

чем, однако, процессы заводнения про- 45 залежь воду, содержащую 18,7% хлорис- водят с уменьшенной наполовину скоро- того натрия, 0,17 хлористого ка- стью и после подачи слага поверхност- лия, 1,3% хлористого кальция и 0, но-активного eei iecTaa не осуществляют хлористого магния. При этом темпера- подачу полимера.тура инверсии фаз системы нефть 50 закачиваемая вода - карбоксиметилиосуцествляемой в результате заводнения поверхностно-активным веществом, определяют средний градиент давления, составляюв1ий 1,6 бар/м.

Пример15. В качестве модельного пласта используют горизонтально расположенный цилиндрический керн из песчаника, имеющий диаметр 8 см и длину 50 см, который заделывают в эпоксидную смолу, причем торцовые стороны закрывают металлическими фланцами, уплотненными при помощи 0-образных колец. Для установления необходимой температуры используют водяную ванну с термостатом. После увлажнения пласта пластовой водой, определения объема пор {1PV 620 мл) и проницаемости керна (1300 мД) осуществляют насыщение нефтью. Г.алее поступают аналогично примерам 1-2, при30

35

40

Пластовая вода в этом случае на

1л содержит, г: NaCl 63,6; КС1 0,4; СаС1г 15,1; IlgCl 3,1; SrCl 0,Д; BaClj О,.

D качестве нефти используют пара- финово-основную нефть, содержащую 75% парафинов, 12% нафтенов и 13% ароматов. В качестве раствора поверхностно-активного вещества используют

2PV 1%-ной дисперсии карбоксиметилированный эксиэтилат составляет 9 С, т.е. она превышает температуру залежи на 2°С. Вследствие наводнения достигается степень извлечения нефти 55 72%, которая после дальнейшего 1,3 PV после начала подачи поверхностно-активного вещества увеличивается на до общей степени извлечения нефти 9б%. Во время процесса добычи

2,7 моль окиси этилена/моль, которая содержит еще 0,25, иэобутанола. Степень карбоксиметилирования поверхностно-активного вещества составляет 75. При этом температура инверсии фаз нефтяной эмульсии составляет ЦВ

рованных оксиэтилатов смеси спирта жирного ряда с 12-18 С-атомами и

при температуре модельного пласта 43 С. Путем заводнения водой степень

рованный эксиэтилат составляет 9 С, т.е. она превышает температуру залежи на 2°С. Вследствие наводнения достигается степень извлечения нефти 55 72%, которая после дальнейшего 1,3 PV после начала подачи поверхностно-активного вещества увеличивается на до общей степени извлечения нефти 9б%. Во время процесса добычи

13

нефти средний гралиент давления составляет 0,5 Нар/м.

Формула изобретения

1.1 Способ добычи нефти из подземной залежи средней или высокой солености путем нагнетания в залежь 0,2- 15 -ного раствора или дисперсии кар- боксиметилированных оксиэтилатов общей формулы

R-(OCb 2ClIj)-OCllj-COOri, где R - С ,0 - С,д-алкил, алкиларомати- ческий остаток с 6-12 атомами углерода в алкильной группе, диалкилароматический остаток с 6-10 атомами углеро5

19530

воде, о т л и ч а ю ц и и с я тем, что, с целью снижения градиента давления в процессе добычи, нагнетание проводят при температуре инверсии фаз системы нефть - пластовая вода - карбоксиметилированные оксиэтилаты, равной или до 10 С выше температуры залежи,

2, Способ поп.1,отличаю- щ и и с я тем, что в залежь нагнетают раствор или дисперсию карбоксиме- тилированных оксиэтилатов со степенью карбоксиметилирования .

10

15

Приоритетпо пункт и признакам:

а м

Изобретение относится к нефтедобыче из подземной залежи средней или высокой солености. Цель изобретения - снижение градиента давления в процессе добычи. Нагнетают в залежь 0,2-15%-ный р-р или дисперсию карбоксиметилированных оксиэтилатов (ККМОЭ) со степенью карбоксиметилирования 34-100%. Используют ККМОЭ общей ф-лы R-(OCH₂CH₂)N-OCH₂-COOM, где R-C₁₀-C₁₈-алкил, алкилароматический остаток с 6-12 атомами углерода в алкильной группе, диалкилароматический остаток с 6-10 атомами углерода в каждой алкильной группе

M-натрий, кальций или аммоний

N - число 1,5-15, в пластовой воде или в закачиваемой воде. Нагнетание ККМОЭ в залежь производят при т-ре инверсии фаз системы нефть-пластовая вода - ККМОЭ, равной или до 10°С выше т-ры залежи. Температуру инверсии фаз определяют при помощи измерения электрической проводности. На основе полученных данных о температуре определяют структуру ККМОЭ, степень эффективности которого относительно залежи можно выявить при помощи одного или нескольких опытов с применением слоя песка в качестве модельного пласта. После нагнетания р-ра в залежь необходимо произвести впрыскивание воды до тех пор, пока добыча нефти не будет рентабельной. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

«

СК степень карбоксиметилирования оксиэтилата;

TИ температура инверсии Оаз.

Редактор Н.Киштулинец

Техред М.Ходанич

Заказ 6616/59Тиран 51 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобре.ениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб. , д. 4/5

Корректор Т.Колб