состав для повышения нефтеотдачи пластов

Формула изобретения

Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, отличающийся тем, что в качестве загустителя и моющего агента содержит оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы C_nH_2n+1COO(C₂H₄O)_mH, где n= 15-20, m= 2-11 с молекулярной массой 344-810, дополнительно содержит фосфат или гидрофосфат щелочных металлов и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0

Фосфат или гидрофосфат щелочных металлов - 1,0-7,2

Вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области создания поверхностно-активных систем для повышения нефтеотдачи пластов, и может использоваться для интенсификации добычи нефти путем воздействия на призабойные зоны пластов.

Известна композиция для повышения нефтеотдачи пластов, содержащая водорастворимые и маслорастворимые ПАВ (оксиэтилированные алкилфенолы) с добавлением соли аммония и аммиака [А. с. СССР 1637414, кл. Е 21 В 43/22, 1991] .

Недостатком композиции является относительно невысокая эффективность состава даже при высоких концентрациях активной части.

Наиболее близким к предлагаемому является состав для добычи нефти, представляющий собой микроэмульсию, включающую загуститель - тяжелую асфальто-смолистую нефть (50-70%), в качестве моющего агента - ПАВ - продукты конденсации окиси этилена с жирными спиртами, кислотами, алкилфенолами (15-25%), в качестве растворителя регулятора - четыреххлористый углерод или хлороформ (15-25%) [Пат. РФ 2125647, кл. Е 21 В 43/22, 1999] .

Недостатки данного состава:

- он в значительной степени загрязняет окружающую среду, поскольку в качестве растворителя-регулятора содержит в большом количестве (до 25%) хлороформ или четыреххлористый углерод; оба этих растворителя отравляют пластовые воды;

- стоимость микроэмульсии (прототипа) более чем на порядок превышает стоимость предлагаемого состава.

Задачей изобретения является разработка экологичного, высокоэффективного, относительно недорогого состава для интенсификации процесса нефтевытеснения за счет увеличения коэффициента извлечения нефти из пласта.

Поставленная задача решается разработкой состава для повышения нефтеотдачи пластов, который включает загуститель и моющий агент. Причем в качестве загустителя и моющего агента содержит оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы C_nH_2n+1COO(C₂H₄0)_mH, где n = 15-20, m = 2-11 с молекулярной массой 344-810, дополнительно содержит фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0

Фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов - 1,0-7,2

Вода - Остальное

В составе могут быть использованы оксиэтилированные карбоновые кислоты (ОКК), выпускаемые отечественной промышленностью: Стеарокс-6 (ГОСТ 8980-75 с изменениями 1, 2, 3), Стеарокс-9 (ТУ 6-36-00203335-82-92), которые представляют собой оксиэтилированную стеариновую кислоту с числом оксиэтильных звеньев 6 и 9 соответственно, и Синтанокс 1720-9 (ТУ 6-14-293-79), который представляет собой смесь оксиэтилированных синтетических жирных кислот фракции С₁₇-С₂₀ с числом оксиэтильных звеньев 9-11. Указанные ОКК применяются в качестве текстильно-вспомогательных веществ [Поверхностно-активные вещества: Справочник/Абрамзон А. А. , Бочаров В. В. , Гаевой Г. В. и др. ; под ред. А. А. Абрамзона и Г. М. Гаевого. Л. : Химия, 1979, 307 с. , ТУ 6-36-00203335-82-92, ТУ 6-14-293-79] .

Динатрий фосфат формулы Na₂HP0₄12Н₂О с молекулярной массой 358 г/моль, представляет собой кристаллическую соль белого цвета. Выпускается по ТУ 113-25-110-90.

Калия фосфат формулы К₃Р0₄7Н₂0 с молекулярной массой 338 г/моль представляет собой кристаллическую соль белого цвета. Выпускается по ГОСТ 4198-75.

Нефтевытесняющую способность состава определяли на моделях пласта длиной 25 см и диаметром 1,5 см, заполненных терригенной породой. Образцы пористой среды под вакуумом насыщали пластовой водой с суммарным содержанием солей 55 г/л. Проницаемость насыпной модели 1,3 мкм². Затем под вакуумом образцы пласта насыщали нефтью, вязкостью 70 мПас, до остаточной нефтенасыщенности. При вертикальном положении из модели пласта вытесняли нефть водопроводной водой при ее объемном расходе 0,28 см³/с до полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта. Затем в модель закачивали состав в количестве, равном одному поровому объему пласта, и проталкивали его водопроводной водой до полной обводненности выходящих проб жидкости из модели. Эффективность состава определяли по дополнительно добытой нефти и рассчитывали прирост КНО (коэффициента нефтеотдачи): KHO = KHO_сумм-KHO_воды (табл. 2).

В таблице 1 представлена динамика кинематической вязкости растворов предлагаемого состава, в таблице 2 представлены данные по эффективности нефтевытеснения предлагаемого состава, прототипа и аналога.

Пример 1 (Состав 3). Стеарокс-6 (0,5 мас. %) диспергируют в воде, настаивают в течение 24 часов и закачивают в пласт с остаточной нефтенасыщенностью по приведенной методике после стадии вытеснения водой. Прирост КНО составил 8,6%.

Аналогично примеру 1 готовятся остальные составы.

Пример 2 (Состав 4). Динатрий фосфат (7,2 мас. %) растворяют в воде, затем в полученном растворе диспергируют Стеарокс-6 (0,5 мас. %). Состав настаивают в течение 168 часов и закачивают в пласт по приведенной методике. Прирост КНО составил 14,3%.

Пример 3 (Прототип). Первоначально смешивают оксиэтилированную жирную кислоту (ОЖК) (15 мас. % на состав) и четыреххлористый углерод (15 мас. % на состав). Затем при перемешивании полученный раствор добавляют в нефтяную фазу - тяжелую, асфальто-смолистую нефть (70 мас. %). Нефтеотмывающая способность микроэмульсий, полученных на основе прототипа, оценивалась по приведенной методике. Закачка состава-прототипа осуществлялась в количестве 0,125 порового объема (по описанию изобретения). Результатом был полный доотмыв нефти из пласта.

При использовании предлагаемого состава вытеснение нефти из пор плохопроницаемых участков пласта происходит за счет большей вязкости состава по сравнению с вязкостью воды и поверхностно-активной природы ОКК. Данные по вязкостным характеристикам приведены в таблице 1.

Критическая концентрация мицеллобразования (ККМ) растворов ОКК составляет 0,45 мас. %, и значение поверхностного натяжения для этой концентрации равняется 49,6 дин/см. Таким образом, нефтевытеснение составом производится при концентрации ОКК выше ККМ.

Использование в составе фосфата или гидрофосфата щелочных металлов ведет к дополнительному повышению вязкости коллоидного раствора ОКК (табл. 1). При максимальном содержании ОКК экономически нецелесообразно использовать максимальное содержание фосфатов или гидрофосфатов.

100%-ный доотмыв модели пласта наблюдался в случаях закачки состава-прототипа с концентрацией ПАВ 15 мас. % и предлагаемого состава с концентрацией ОКК 5 мас. % Таким образом, расход ОКК в предлагаемом составе существенно меньше, чем в прототипе. Это значительно снижает экономические затраты при добыче нефти.

Предлагаемый состав в отличие от прототипа является экологически безопасным, поскольку не использует органических растворителей, тем более токсичных (хлороформ, четыреххлористый углерод).

Предлагаемый состав значительно превосходит аналог по эффективности нефтевытеснения при соизмеримых концентрациях ПАВ.

При содержании компонентов ниже нижних граничных значений падает эффективность нефтевытеснения и значение вязкости раствора ПАВ, а использование составов с более высоким содержанием компонентов экономически нецелесообразно.

Состав технологичен с точки зрения закачки в пласт, не требует дополнительных затрат на обустройство промыслов, эффективен на участках, где обводненность продукции добывающих скважин составляет 100%.

Из приведенных данных (табл. 2) видно, что данный состав позволяет увеличить охват пласта заводнением и повысить коэффициент извлечения нефти по сравнению с аналогом и получить результаты, соизмеримые с прототипом, будучи более экологичным и экономичным.