Состав для извлечения нефти из пласта — SU 1259705 (original) (raw)
(5 ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕН АВТОРСКОМУ С СО АН СССРшинов во СССР 1979. (21) 3762245/03г(22) 28 068470 Институт химии нефти(54 Ц 57) СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕТИ ИЗ ПЛАСТА, включающийное ПАВ - оксиэтилированньфенол ОП-.10, АФ -12 или илочную добавку й воду, о щ и й с я тем, что, с целью повыше-ния нефтевытеСияющей способности сос"тана, в качестве щелочной добавкион содержит аммиачный буферный расФвор, обеспечивающий рН среды 91010,2 и состоящий из аммиака и солиаммония, при следующем соотношениикомпонентов, мас. Х:ОксизтнлированныйалкйлфенолОП, АФ -12 илипревоцел 0,05"2,0Соль аммония 1,0"4,0Аммиак 0,4"2,0Вода Остальное1 . 12Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов заводнением.Целью изобретения является повышение нефтевытесняющей способности состава.Использование для заводнения аммиачггого буферного раствора, состоящего из аммиака и соли аммония,обеспечивающего рН среды 910-10,2 ноЗышает нефтеотдачу пластов. При этом не наблюдается выпадения гидроксидов щелочно"земельных металлов, При меньших значениях рН положительный эффект не достигается, При более высоких значениях рН может наблюдаться выпапение гидроксидов двухвалентных металлов Са , И "),Концентрация неионогегьных ПАБ - оксиэтилированных алкилфенолов находится в интервале 0,05-2,0 мас.%. При меньших концентрациях положительный эффект не достигается Нефтевытесняющая способность составов, содержащих 0,5-2,0 мас,Е. ПЛБ при том же соотношении остальных компонентов, практически находится на одном уровне. Дальнейшее увеличение конф, центрации ПАВ не приводит к существенному увеличению положительногоэффекта и экономически не оггравдано.Концентрация соли аммония находится в пределах 1,0-4,0 нас.7 При этомположительный эффект достигается внезависимости от того, какие соли ам-,мония используют для создания аммиачной буферной системы. При меньшейконцентрации соли аммония положительный эффект не достигается, так какбуферная емкость системы уменьшает"ся. Положительный эффект для соста"вов с концентрацией соли аммония2,0-4,0 мас,Е практически находитсяна одном уровне, дальнейшее увеличение концентрации не приводит к увеличению положительного эффекта и экономически не оправдано, Так как иэвсех солей аммония для промышленногоприменения наиболее перспективна аммг гчная селитра, производство которой составляет десятки миллионовтонн в год (мировое производство в1980 г. - 14 млн, т в пересчете наазот), большинство исследований про-ведено с аммиачной селитрой.Концентрация аммиака находится в пределах 0,4-2,0 мас.7 При меньшей59705 3концентраЦии не достигается положительный эффект. Нри большей концентрации может наблюдаться выпадениегидроксидов гелочно-земельных металлов (Са , М )Чем выше минерализация пластовойводы, тем большее количестВо аммиаканужно добавлять для достижения необходимого значения рЯ буферного раст 10 вора.Чем больше концентрация соли аммония, тем большее количество аммиака должен содержать состав.Состав может быть рекомендован15 для пластовых вод различной степениминерализации при значении рН буферной системы 9,10-10,2, которое достигается добавлением различных количеств аммиака и соли аммония, Концент 20 рация аммиака и солей аммония, образующих буферную систему, подобранатак, что система имеет высокую буферную емкость, Так, при двадцатикратном разбавлении предлагаемых соста 25 вов пластовой водой исходное значение рН сохраняется, при сорокакратном разбавлегпги исходное значение рНсоставов меняется не более чем на02 единицы рН,зО . Неионогенные ПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы (ОП) и превоцел ИЙ -12) производства комбинатаБуна (ГДР) освоен промьшгленностьюдля применения при заводнении. Неонол АФ -12 - оксиэтиллированный алкилфенол со сгепенью оксиэтилирования, равной 12, и длиной углеводородного радикала С , синтезирован воВНИИ ПАБ и является аналогом продукг 0 та, производство которого намеченона Нижнекамском нефтехимическом ком.бинате и составит 250 тыс. т в год,Соли аммония: Аммиачная селитраИНлОЗ, хлористый аммоний фН С 1, аммонии уксуснокислыи СН СООЙНАммиачная селитра и другие солиаммония используются в качестве удобрений, хладагентов и пр. Для .повыше ния нефтеотдачи пластов не,применяу лись.Аммиак - использована аммиачнаявода с концентрацией 25 мас.7Соли, аммония и аммиак совместнов композицияк для повышения нефтеотдачи пластов никогда не применялись.рН растворов измеряли на рН-метре рНс использованием стеклянного и хлорсеребряного электродов, 1259105га П р и м е р 2, Аналогично примеру 1 2,0 г ОП(0,2 мас,Х),20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.) и 25,0 г 25 Х-ного аммиака (0,62 мас.%) растворяют в 953,0 г пластовай воды месторождения. Состав имеет рН 9,25; межфазнае натяжение на границе с .нефтью месторождения при 56 С равно 1,7 нИ/м. Полученный состав.исполь зуют для нефтевытеснения. Заваднение проводят тремя паровыми объемаии пластовой воды, затем одним паровым объемом состава, снова двумя паровы ми объемами пластавой воды, одним :И паровым объемам, состава и опять плвстовой водой, Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице. Калибровку проводили по стандартнымбуферным растворам.По полученным данныи рассчи 1 ываликоэффициент вытеснения нефти ва 5дой К ,Х; абсолютный коэффициент нефтевытеснения К в,Х суммарно водойи буферным .раствором ПАВ; абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения, ь КК- КХ 3 относительный прирост коэффициента нефтевытеснения 6 К ,Х, равный отноше 6 тн ф фнию количества нефти, вытесненногобуферным раствором ПАВ, к количеству остаВшейся нЕфти, . 5а П р и м а р 1. 2,0 г ОП20,0 гаммиачной селитры и 30,0 г 25 Х-ногораствора аммиака растворяют в 948,0 г.пластовой воды месторождения с плотностью р1,01 (16,3 .г/лр/аС 1;3,0 г/л СаС 1; .0,31 г/л МсС 10,15г/л МаНСО, 0,02 г/л Фа 506). Получают состав, содержавший 0,2 мас.ХОП; 2,0 мас.Х аммиачной селитры,0,.75 мас.Х аммиака; минералиэованнвя вода " остальное, Состав имеетрН 9,35. Межфазное натяжение полученного состава на границе с нефтьюместорождения, пласта АВ , при пластовой температуре 56 С составляет З 01,7 мН/м,.Полученный состав используют длянефтевытеснения нефти Советского.месторождения, пласта АВ, при пластовой температуре 5611 С. Заводнеоние проводят сначала тремя паровыми объемами пластовой воды месторождения, затем одним паровым объемом,состава и снова пластовай водой.Ка"эффициенты нефтевытеснения приведены в таблице,П р и м е р 3. Аналогично приме(ру 1 10,0 г ОП-О (1,0 мас.% 1,20,0 г аммиачной селитры (20 мас.).и 200 г 25 Х-ного аммиака (0,5 мас.Храстворяют в 950,0 г пластовой водыместорождения. Состав имеет рН 9,1,межфазное натяжение на границе снефтью при 56 С равно 0,1 мГ/м. Полученный состав используют для вытес"нения нефти. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.П р и и е р 4, Аналогично примеру 1 10,0 г ОП(1,0 мвс.Х),25,0 г аммиачной селитры (2,5 мвс.Х)и 8,0 г 25 Х-ного аммиака (0,2 мас.Х;)растворяют в 957,0 г пластовой водыместорождения. Состав имеет рН 8,75межфазнае натяжение на границе снефтью при56 С равно 1.3 мН/м. Коэффициенты нефтевытеснеиия составвприведены в таблице.П р и м е,р 5. Аналогично примеру 1 10,0 г ОП(1,О иас.Х),20,0 гаммиачной селитры (2,0 мас,) и40,0 г 253-наго аммиака 1,0 мас Храстворяют в 930,0 г воды месторождения. Состав имеет рН 9,7; межфазное:натяжение на границе с нефтью 0,6 мН//м. КоэФФициенты нефчевытеснениясостава приведены в таблице.П р и м е р 6, Аналогично примеру 1 10,0 г ОПО (1,0 мас. ),20,0 гаммиачной селитры (2,0 мас.Х ) и80,0 г 25 Х-нага аммиака (2,0 мас.Х)растворяют в 890,0 г пластавой вод 1месторождения. Состав. имеет рН 0,2,коэффициенты нефтевьггеснения приведены в таблице.П р и м е р 7. Аналогична примеру1 1 О,О г Аф -12 (1,0 мас. ), 20,0 гаммиачной селитры (2,0 мас. ) и 80,0 г25 .-нога аммиака (2,0 мас.Х ) растворяют в 890,0 г пластавай воды месторождения. Состав имеет рН 10,2, коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице,П р и м е р 8, Аналогично примеру 1 10,0 г превацела МС -12 (1,Омас.%), 25,0 г аммиачной селитры(2,5 мас,.) и 80,0 г 25 Х-ного аммиака (2,0 мас.Х) растворяют в 885,0 гппаставой воды месторождения. Составимеет рН 10,2, Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.П р и м е р 9. Аналогично примеру 1 5,0 г ОПО (0,5 мас.% ), 20,0 гаммиачной селитры ( 2,0 мас,) и.месторождения, рН 9,9. КаэФФицненты неФтевытеснения приведены н таб-,л.ице.П р и м е р 13, Аналогична приме)ру 1 .10,0 г ОП(1,0 мас,%:.),5,0 г аммиачной селитры (0,5 мас,%) 30и 5,0 г 25%-нога аммиака 0,125 мас,%;,растворяют в 980,0 г пластавой надь 1месторождения, рН 9,7. КоэФФициенты неФтевытеснения приведены н таблицее 35П р и м е р 14, Аналогична примеру 1 10,0 г ОПО (10 мас.%),10,0 г аммиачной селитры (1,0 мас,%)и 16,0 г 25%-нага аммгиака (0,4 мас,%)растворяют в 964,0 г пластовай водыместорождения, рН 9,7, КаэФфициентынеФтевытеснения приведены н таблнцебП р и м е р 15, Аналогично примеру 1 10,0 г ОП(10 мас.% ), 45400 г аммиачной селитры (4,0 мас,%и 40,0 г 25%-ного аммиака (1,0 мас,%)растворяют в 910,0 г пластанай водыместорождения, рН 9,7, КаэФФициенть1 неФтевытеснения приведены в таблице,.,"ОП р и м е р 16. Аналогично примеру 1 10,0 г ОП(1,О мас.%30,0 г ацетата аммония (3.0 мас%)1й 40,0 г 257.-ного аммиака (1,0 мас.%)растворяют в 920,0 г пластовой нады Б 5месторождения, рН 9,2: КоэФФициенты неФтевытеснения принедыы в таб влице,П р и м е р 17. Аналогична примеру 1 10,0 г ОП(1,0 мас.%), 20,0 г хлористого аммония (2,0 мас.%1 и 28,0 г 25%-нога аммиака (0,7 мас.%) растворяют в 942,0 г пластовой воды месторождения, рН 9,3, КоэФФициенты нефтевытеснения приведены в таблице.П р и м е р 18. Аналогично приме"ру 1 10,0 г ОП(1,0 мас.% ),20,0 г хлористого аммония (2,0 мас,%) и10,0 г 25%-ного аммиака (0,25 мас.%) растворяют в 960,0 г пластовой воды месторождения, рН 8,2. КаэФФициенты йеФтевытеснения приведены в таблице.П р и и е р 19. В 910,0 г закачинаемай воды Ромашкинскага месторожде- .ния с плотностью Я =: 1,089 (91,1 г/л МаС 1, 30,2 гл СаС 1 8,7 гл М(С 1) растворяют 10,0 г ОП; 20,0 г аммиачной селитры и 60,0 г 25%-ного аьинака. Получают состав, садержащнй 1,О мас.% ОП"10, 2,0 мас.7. аммиачной селитры, 1,5 мас.7. акчиака; минерализананная вода - остальное. Состав имеет рН 9,35. ИежФазнае натяжение полученного состава на границенеФтью месторождения (дегазиаананная неФть Рамащкинскаго месторождения н которую добавлено 30% керосина) при пластоной температуре 30"С 2,1 мН/м. Полученный состав использу" ют для неФтевытеснения. Вытеснение нефти пронодят при 30 С тремя горовьми объемами закачиваемай воды Ромашкннскаго месторождения с 010899 затем Одним паравьп 1 абъемаисостава, снова двумя паровыми объемами закачиваемай воды, одним паровым объемом состава и закачинаемой водойРамашкинскага месторождения. КоэФФициенты неФтевытеснения приведены в таблице.П р и м е р 20, Аналогично примеру 19 10,0 г ОП(1,.0 мас.% ), 25,0 г аммиачной селитры (2,5 мас.%) и 25,0 г 25%-ного аммиака 0,6 мас.Ц растворяют в 9400 г закачиваемой воды месторождения с плотностью р 1,089, оН 8,9. Иежйазнае натяжение на границе с,неФтью при 30 С равно 1,9 мНм, КоэФФициенты нефтевытеснения приве" рещ н таблицеП р и м е р 21, Аналогично примеру 19 10,0 г ОП110 мас:%),25,0 г аюиачной селитры 2,5 мас.Ж) и 80 г 257-нага аммиака (О,2 мас.%) растнаряют в 957,0 г закачинаемай во 259705ды месторождения, рН 8,5. Иежфаэноенатяжение на границе с нефтью при304 С равно 2,1 мН/м. Коэффициентынефтевытеснения приведены в таблице,П р и м е р 22, 10,0 г ОП(1,0 мас.Х ), 20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.Ж) и 40,0 г 252-кого аммиака (1,0 мас.Х ) растворяют в930,0 г закачиваемой воды месторож- Одения с плотностью Я = 1,1 .(124,6г/л МаС 1, 11,4 г/л СаС 1, 0,4 г/лМС 1) . Состав имеет рН 9,35. Полу".ченный состав используют для вытеснения нефти Арланского месторождения .(йспользуют дегазированную нефтьАрланского месторождения, в которуюдобавлено 30% керосина). Вытеснениенефти проводят при пластовой темпеоратуре, равной 24 С, сначала тремя 20поровыми объемами закачиваемой водыместорождения с плотностью р = 11,затем одним поровым объемом составан снова закачиваемой водой. Коэффи"циекты нефтевытескекия приведены в 25таблице.П р и м е р 23, Аналогично примеру 22 10,0 г ОП(1,0 мас. ),20,0 г аммиачной селитры (2,0 мас.%1н 80,0 г 25%-ного аммиака (2,0 мас.Ж) з 0растворяют в 890,0 г закачиваемой воды месторождения с,плотностью 11, рН 9,6. Коэффициенты нефтевы теснения приведены в таблице,.П р и м е р 24 Аналогично примеру 22 10,0 г АФ 2 (1,0 мас.),25,0 г аммиачной селитры (2,5 мас. .)и 80,0 г 25 ;ного аммиака (2,0 масЛ)растворяют в 885,0 г закачиваемойводы месторождения., рН 9,7, Хоэффициенты нефтевытеснения приведены втаблице.П р н м е р 25 (по прототипу),Готовят раствор ОПс концентрацией , 0,2 мас.Й, для чего 2,0 г ОПрастворяют в 998,0 г пресной воды с плотностью р = 1,0 речная вода,р.Томь);1,5 г МаОН (0,15 мас.% ) растворяют в 998,5 речной воды; 8,0 фг МС 1 (0,8 мас. ) - в 992,0 г речной воды. Полученные растворы используют для вытеснения нефти. Нефть месторождения, пласта АВ , вытесняют при 56 С49сначала тремя поровыми объемами пластовой воды месторождения с1,01, затем одним поровым объемом раство" ра ОПв речной воде с концентрацией О, 2 мас,%, затем двумя поровыми объемами раствора даОН в речной воде с концентрацией 0,15 мас.Е, затем одним поровым объемом речной воды, по,".ле чего двумя поровыми объе-, мами раствора МС с концентрацией 0,8 мас.и затем пластовой водой месторождения. Коэффициенты нефтевытеснения приведены в таблице.Как видно иэ примеров и таблицы, предлагаемый состав по сравнению с прототипом обеспечивает увеличение прироста коэффициента нефтевытеснекия в условиях доотмыва в 2-4 раза при значительно меньшем объеме используемой жидкости (1-2 поровых объема в предлагаемом составе по сравнению , с 6 поровымн объемами по прототипу), не требует использования пресной во- ды и чередующихся оторочек. В составе используются только продукты многотоннажного производства химической промьппленкости.Состав приченяют без дополнительных затрат на обустройство промыслой при. существующей технологии закачки в нефтяные пласты растворов ПАВ. Состав может быть использован для новы" . шекня нефтеотдачи пластов с .различной степенью минералиэации пластовых вод, в широком интервале пластовых температур.1 Ь 2597 О 5 Прирост коэффициентов не 4 тевытесиенияи 3пфедлаРяеиоРО состава и лрОтотина объема ветское 29,3 63,2 2 О0,75 3,6 35,оУ,О ,5 ОП- Амми ная с лйтра Амина 2,50,2 ОПчая с О ная 2 рО 2,0 т ОИ-ЗОАммиачселитрАммиак ОП Аммиачная селитра Аммиачнаяя селитраАммиак 7 . АФ -12Аммиачная селитра Аммиак Пйасто"Йая но - 9 у 35 56 да местороядетНйяОбъейоторочки впоро1259705 1,026,8 63,0 2,0 2,0 0,2 56 1 0,5 Ифб 62,Ф 9,9 56 2,0 1,0 м 2,0 29,6 64,2,0 1,0 9,В 56 О,157 34,4 9,9 56 2,01,0 0,05 2,0 1,0 6,9 53 0,5Ое 125 1,0 16,6 .36,7 1 О 0,4 1,О д,о 1,0 3,00 1 . и ПревоцелЭЙ" 2Аммиачная селитраАммиак ОП Аммиачная селитраАммиак ОП Аммиачная селитраАммиак ОП"ОАммиачная селитраАммиак ОП Аммиач.фная селитраАммиак ОП-ОАммиач"ная селитраАммиак ОПАммиачная селитраАммиак ОП Аммиачная селитраАммиакОП,АцетатаммонияАммиак Продолжение таблиЮ Ф Т 4 О 9,7 56 Пластьвая вода СоВетсйото 9,2 56 мвсторожв)О г,о 1,0 1,0 То же 23 96 24 2,0 2,0 1,0 9 У 2. 32,0 64,2,5 2,0 ОП ХлористойаммонийАммиак ОП-Ойористыйамман ийАммиак ОП Аммиачная селитраАммиак ОП Аммиачная селитраАммиак Аммиач" ная селитраАммиак ОП Аммиачная се литраАФ -12 Аммиачная селитраАммиак Заканчиваемая водаРомашкинского места,35 ЗО рождения,=1,089 Зака"чиваемая вода АрМанского Я,З 5 месторож" дания,1). Составитель И.Лопакова Техред К.Ходанич Корректор А.Знмокосов Редактор Г.Вельская Тираа 372ВНИИПИ Государственногб комитета СССР