состав для заводнения нефтяных пластов

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ, содержащий водный раствор оксиэтилированного алкилфенола Неонол АФ 9 - 12 и щелочную добавку, отличающийся тем, что он дополнительно содержит формалин, а в качестве щелочной добавки содержит кальцинированную соду при следующем соотношении компонентов, мас. % :

Оксиэтилированный алкилфенол Неонол АФ₉ - 12 0,5 - 50,0

Формалин 0,1 - 10,0

Кальцинированная сода 0,01 - 1,0

Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при их заводнении с применением химреагентов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому составу является состав для извлечения нефти из пласта, содержащий водный раствор оксиэтилированного алкилфенола и щелочную добавку.

Основным недостатком известного состава является низкая вытесняющая способность в агрессивных пластовых водах, содержащих сероводород и ионы железа.

Цель изобретения - повышения эффективности состава.

Достигается это тем, что состав, содержащий водный раствор оксиэтилированного алкилфенола и щелочную добавку, дополнительно содержащий формалин, а в качестве щелочной добавки состав содержит кальцинированную соду при следующем соотношении компонентов, мас. % :

Оксиэтилированный алкил- фенол неонол АФ-12 0,5-50,0 Формалин 0,1-10,0 Кальцинированная сода 0,01-1,0 Вода Остальное

Эффективность состава проявляется в повышении нефтевытесняющей способности и проявления изолирующих свойств за счет осадкообразования в пласте при взаимодействии с минерализованной пластовой водой.

Использование в составе кальцинированной соды обуславливает большую энергию диссоциации при взаимодействии с пластовыми минерализованными водами с образованием осадков, обладающих агрегативной устойчивостью, эффективно снижающих проницаемость пород.

Кроме того, присутствие формалина в составе обеспечивает взаимодействие его с неионогенным ПАВ с образованием межмолекулярных структур и последующей физической адсорбцией и образованием полимолекулярных слоев и прочных связей с поверхностью горной породы, с одной стороны, с другой стороны - бактерицидным и защитным действием неонола АФ-12 от биоокислительной деструкции.

Эффективность состава определяют экспериментально в лабораторных условиях при фильтрации данного состава через нефтенасыщенные образцы горной породы. Готовят при перемешивании раствор неонола АФ-12 нужной концентрации в пресной воде (минерализация 1 г/л). Затем в него дозируют раствор 37% -ного формалина, объемы дозирования зависят от требуемой концентрации в растворе. Кальцинированную соду предварительно растворяют в пресной воде и смешивают с приготовленной смесью неонола и формалина.

Полученную таким образом композицию пропускают через нефтенасыщенные образцы с известной проницаемостью по воде до установившегося режима фильтрации.

По выходящим пробам определяют количество вытесненной нефти и по изменению подвижности воды, прокачанной после предлагаемого состава, рассчитывают проницаемость образца по воде по формуле Дарси и соответственно находят процент снижения проницаемости.

Результаты исследований приведены в таблице.

П р и м е р. Сравнительные эксперименты выполняют при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта длиной 60 см и диаметром 2,8 см, представленных образцами кернов естественных полимиктовых пород со средней проницаемостью 0,9 мкм². В образцах песчаника создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью, вязкостью 3-5 мПа. с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть минерализованной водой (содержание солей 29 г/л) при ее объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта. Затем в модель пласта закачивают смесь (ОАФ + +СН₂О + Nа₂СО₃) при массовой концентрации (10 + 2,0 + 0,2) таблица опыт 6 до стабилизации перепада давления и предельной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта, определяют степень снижения проницаемости и прирост дополнительной нефти, затем в модель пласта закачивают снова воду до стабилизации перепада давления. Сравнивая проницаемость по воде до фильтрации композиции и после нее, находят процент снижения проницаемости 46,1% и рассчитывают по дополнительно добытой нефти прирост нефтеотдачи - 8,9 (опыт 6, табл. ).

Параллельно в таких же условиях определяют снижение проницаемости и прирост нефтеотдачи по прототипу, где закачивают композицию ОАФ + ПАА + NaOH (5,0 + 0,06 + + 0,1% ). Процент снижения проницаемости составляет 34,2, а прирост нефтеотдачи - 7,6% .

Из приведенных данных (табл. ) видно, что данный состав позволяет значительно снизить проницаемость пористой среды, увеличить охват заводнением и нефтеотдачу пласта.

Так, при закачивании ОАФ + СН₂О + + Na₂CO₃ при концентрации 5,0 + 1,0 + 0,1% (опыт 5, табл. ) проницаемость пористой среды снизилась на 44,8% , прирост коэффициента нефтеотдачи составил 8,7% , в то время как в аналогичных условиях известный способ с применением (ОАФ + ПАА + NaOH) в концентрации 5,0 + 0,06 + 0,1 мас. % обеспечивает снижение проницаемости на 34,2% и прирост коэффициента нефтеотдачи - 6,5 (табл. , опыт 15). Способ эффективен при соотношении (ОАФ + СН₂О + Na₂CO₃) 1: 0,2: 0,02. При меньшей концентрации одного из реагентов снижается эффективность способа, а более высокое содержание реагентов не повышает нефтеотдачи и экономически нецелесообразно.

Для эффективного использования состава предпочтительны неоднородные пласты, содержащие нефть с небольшой вязкостью и минерализованные пластовые воды.

Состав технологичен, не требует дополнительных затрат на обустройство промыслов. Обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стадии разработки.