СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА Советский патент 1995 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при вторичных и третичных методах разработки месторождений с использованием заводнения, с применением нефтевытесняющих составов.

Целью изобретения является повышение способности состава вытеснять высокосмолистые высокопарафиновые нефти при пластовых температурах до 55^оС.

Состав содержит компоненты при их следующем соотношении, мас. Оксиэтилированные алкилфе- нолы 0,05-3,00 Аммиачная селитра 1,00-4,00 Аммиак 1,00-6,00 Минерализованная вода 85,00-97,85 Бензиловый спирт 0,10-2,00
Бензиловый спирт (фенилкарбонил, C₆H₅CH₂OH) бесцветная жидкость с приятным запахом, т.пл. минус 15,3^оС, т.кип. 205,8^оС, относительная плотность при температуре 20^оС (d₄²⁰ 1,043-1,050, растворим в спирте, плохо растворим в воде (4 г в 100 г при 17^оС).

В качестве аммиака используют аммиак, растворенный в аммиачной воде с концентрацией 25 мас.

В качестве оксиэтилированных алкилфенолов неионогенных ПАВ используют, например, ОП-10, превоцел, неонол АФ₉-12.

Бензиловый спирт является вспомогательным ПАВ в предлагаемом составе и способствует повышению растворяющей, солюбилизирующей способности состава, что приводит к увеличению нефтевытеснения смолистых, парафиновых нефтей.

Введение бензилового спирта позволяет увеличить концентрацию аммиака в составо, что приводит при соответствующей концентрации аммиачной селитры к увеличению буферной емкости состава, а следовательно, и продолжительности его действия.

Соотношения компонентов предлагаемого состава обоснованы экспериментально путем сравнения результатов вытеснения высокосмолистых высокопарафинистых нефтей при температурах до 55^оС составами по изобретению и известным в лабораторных условиях. Нефть последовательно вытесняли водой и оторочками составов различных размеров.

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

Концентрация бензилового спирта в составе находится в пределах 0,1-2,0 мас. При меньшей концентрации положительный эффект не достигается. Большей концентрации бензилового спирта в составе (выше 2, мас.) не удается достигнуть в связи с его ограниченной растворимостью.

Концентрация ОП-10, АФ₉-12, превоцела находится в интервале 0,05-3,0 мас. причем предпочтительными концентрациями являются 0,2-1,0 мас. Положительный эффект для составов, содержащих 0,5-3,0 мас. неионогенных ПАВ, при том же соотношении остальных компонентов практически находится на одном уровне, дальнейшее увеличение концентрации ПАВ не приводит к существенному увеличению положительного эффекта и экономически не оправдано.

Концентрация аммиачной селитры находится в пределах 1,0-4,0 мас. При меньшей концентрации положительный эффект не достигается. Положительный эффект для составов с концентрацией аммиачной селитры 2,0-4,0 мас. практически находится на одном уровне, увеличение концентрации экономически не целесообразно.

Концентрация аммиака находится в пределах 1,0-6, мас. При меньшей концентрации положительный эффект не достигается. При большей концентрации может наблюдаться выпадение гидроксидов щелочно-земельных металлов. Чем больше концентрация соли аммония, тем большее количество аммиака должен содержать состав.

Состав может быть рекомендован для пластовых и закачиваемых вод различной степени минерализации, в том числе и высокоминерализованных, при значении рН аммиачной буферной системы 9,1-10,2, которое достигается добавлением различных количеств аммиака и аммиачной селитры. Концентрация аммиака и аммиачной селитры, образующих буферную систему, подбирается таким образом, чтобы система имела высокую буферную емкость.

Состав работоспособен при пластовых температурах не выше 55^оС, так как выше этой температуры растворимость бензилового спирта в составе меньше 0,1 мас. и положительный эффект не достигается.

П р и м е р 1. В 910,0 г закачиваемой воды с плотность ρ= 1,089 (91,1 г/л NaCl, 30,2 г/л CaCl₂, 8,7 г/л MgCl₂) растворяют 10,0 г ОП-10, 20,0 г аммиачной селитры и 60,0 г 25%-ного аммиака. Получают состав, содержащий мас. ОП-10 1,0; аммиачная селитра 2,0; аммиак 1,5; минерализованная вода 95,5. Состав имеет рН 9,35. Межфазное натяжение полученного состава на границе с нефтью при пластовой температуре 30^оС составляет 1,1 мН/м. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Вытеснение нефти проводят двумя поровыми объемами закачиваемой воды с ρ 1,089 г/см², затем 0,5 порового объема состава, снова поровым объемом закачиваемой воды, 0,5 порового объема состава и закачиваемой водой.

П р и м е р 2. Проводят аналогично примеру 1. 0,5 г ОП-10 (0,05 мас.), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.) и 60,0 г 25%-ного аммиака (1,5 мас.) растворяют в 919,5 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Вытеснение нефти проводят двумя поровыми объемами закачиваемой воды, затем одним поровым объемом состава и снова закачиваемой воды. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью составляет 2,5 мН/м.

П р и м е р 3. Проводят аналогично примеру 1. 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.), 0,5 г бензилового спирта (0,05 мас.), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.) и 60,0 г 25%-ного аммиака (1,5 мас.) растворяют в 909,5 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Вытеснение проводят аналогично примеру 2. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью составляет 1,1 мН/м.

П р и м е р 4. Проводят аналогично примеру 1. 20,0 АФ₉-12 (2,0 мас.), 1,0 г бензилового спирта (0,1 мас.), 10,0 г аммиачной селитры (1,0 мас.) и 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас.) растворяют в 889,0 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения, которое проводят аналогично примеру 1. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью составляет 0,2 мН/м.

П р и м е р 5. Проводят аналогично примеру 3. 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.), 2,0 г бензилового спирта (0,2 мас.), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.) и 60,0 г 25%-ного аммиака (1,5 мас.) растворяют в 908,0 г закачиваемой воды. Получают состав, межфазное натяжение которого равно 0,9 мН/м, проводят нефтевытеснение, аналогично примеру 1.

П р и м е р 6. Проводят аналогично примеру 3. 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.), 3,0 г бензилового спирта (0,3 мас.), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.) и 60,0 г 25%-ного аммиака (1,5 мас.) растворяют в 907,0 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения, которое проводят аналогично примеру 1.

П р и м е р 7. Проводят аналогично примеру 3. 10,0 г ОП-10 (1,0 мас.), 10,0 г бензилового спирта (1,0 мас.), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.) и 60,0 г 25%-ного аммиака (1,5 мас.) растворяют в 900,0 г закачиваемой воды. Получают состав, межфазное натяжение которого равно 0,6 мН/м, проводят нефтевытеснение аналогично примеру 1.

П р и м е р 8. Проводят аналогично примеру 1. 0,5 г ОП-10 (0,05 мас.), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.), 10,0 г бензилового спирта (1,0 мас.) и 100,0 г 25%-ного аммиака (2,5 мас.) растворяют в 869,5 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения, которое проводят аналогично примеру 1. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью составляет 2,5 мН/м.

П р и м е р 9. Проводят аналогично примеру 1. 2,0 г ОП-10 (0,2 мас.), 5, г бензилового спирта (0,5 мас.), 10,0 г аммиачной селитры (1,0 мас.) и 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас.) растворяют в 943,0 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения, которое проводят аналогично примеру 1.

П р и м е р 10. Проводят аналогично примеру 1. 0,3 г ОП-10 (0,03 мас.), 3,0 г бензилового спирта (0,3 мас.), 5,0 г аммиачной селитры (0,5 мас.) и 20,0 г 25%-ного аммиака (0,5 мас.) растворяют в 971,7 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Вытеснение нефти проводят двумя поровыми объемами закачиваемой воды, затем одним поровым объемом состава, снова поровым объемом закачиваемой воды, 0,3 порового объема состава и закачиваемой водой. П р и м е р 11. Проводят аналогично примеру 1. 5,0 г превоцела NG-12 (0,5 мас.), 2, г бензилового спирта (0,2 мас.) 40,0 г аммиачной селитры (4,0 мас.) и 60,0 г 25%-ного аммиака (1,5 мас.) растворяют в 893,0 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения, которое проводят аналогично примеру 2.

П р и м е р 12. Проводят аналогично примеру 1. 5,0 г АФ₉-12 (0,5 мас.), 20,0 г бензилового спирта (2,0 мас.), 40,0 г аммиачной селитры (4,0 мас.) и 160,0 г 25%-ного аммиака (4,0 мас.) растворяют в 774,0 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения. Вытеснение нефти проводят аналогично примеру 1.

П р и м е р 13. Проводят аналогично примеру 1. 20,0 г ОП-10 (2,0 мас.) 10,0 бензилового спирта (1,0 мас.), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.) и 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас.) растворяют в 870,0 г закачиваемой воды. Полученный состав, межфазное натяжение которого на границе с нефтью составляет 0,4 мН/м, используют для нефтевытеснения. Вытеснение нефти проводят аналогично примеру 1.

П р и м е р 14. Проводят аналогично примеру 1. 30,0 г превоцела NG-1 (3,0 мас.), 20,0 г бензилового спирта (2,0 мас.), 40,0 г аммиачной селитры (4,0 мас. ) и 240,0 г 25%-ного аммиака (6,0 мас.) растворяют в 670,0 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения, которое проводят аналогично примеру 2. Межфазное натяжение состава на границе с нефтью составляет 0,2 мН/м.

П р и м е р 15 (по прототипу). 10,0 г превоцела NG-12 (1,0 мас.), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.) и 60,0 г 25%-ного аммиака (1,5 мас.) растворяют в 910,0 закачиваемой воды ( ρ 1,072 г/см³). Полученный состав используют для нефтевытеснения. Вытеснение нефти проводят двумя поровыми объемами закачиваемой воды, затем поровым объемом состава и снова закачиваемой водой.

П р и м е р 16. Проводят аналогично примеру 15. 10,0 г превоцела NG-12 (1, мас. ), 10,0 г бензилового спирта (1,0 мас.), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.) и 60,0 г 25%-ного аммиака (1,5 мас.) растворяют в 900,0 г закачиваемой воды. Полученный состав используют для нефтевытеснения.

Прирост коэффициента нефтевытеснения предлагаемого изобретению и известного составов показан в таблице.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при вторичных и третичных методах разработки месторождений. Цель - повышение способности состава вытеснять высокосмолистые высокопарафиновые нефти при пластовых температурах до 55°С. Состав содержит следующие компоненты при их соотношении, мас.%: оксиэтилированные алкилфенолы 0,05 - 3,00; аммиачная селитра 1,00 - 4,00; аммиак 1,00 - 6,00; минерализованная вода 85,00 - 97,85; бензиловый спирт 0,10 - 2,00. При приготовлении состава в емкость загружают последовательно входящие в него компоненты, которые перемешивают до получения гомогенного раствора. Состав может быть использован для пластовых и закачиваемых вод различной степени минерализации. 1 табл.

СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА, содержащий оксиэтилированные алкилфенолы, аммиачную селитру, аммиак и минерализованную воду, отличающийся тем, что, с целью повышения способности состава вытеснять высокосмолистые высокопарафиновые нефти при пластовых температурах до 55^oС, состав дополнительно содержит бензиловый спирт при следующем соотношении компонентов, мас.

Оксиэтилированные алкилфенолы 0,05 3,00
Аммиачная селитра 1,00 4,00
Аммиак 1,00 6,00
Минерализованная вода 85,00 97,85
Бензиловый спирт 0,10 2,00