RU2572439C1 - Composition to up bed production rate (versions) - Google Patents
Composition to up bed production rate (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2572439C1 RU2572439C1 RU2014146550/03A RU2014146550A RU2572439C1 RU 2572439 C1 RU2572439 C1 RU 2572439C1 RU 2014146550/03 A RU2014146550/03 A RU 2014146550/03A RU 2014146550 A RU2014146550 A RU 2014146550A RU 2572439 C1 RU2572439 C1 RU 2572439C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- surfactant
- water
- borax
- distilled
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды.The invention relates to the oil industry and can be used mainly in the development of oil fields with high viscosity and high salinity of produced water.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий % мас.: неионогенное водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) 0.1-0.5, нефтяные сульфонаты в качестве анионактивного ПАВ - 0.01-0.05, продукт полимеризации диметилдиаллиламмонийхлорида 0.10-1.00, воду 98.45-99.79 (Пат. №1521866, МПК E21B 43/22, 1987). В качестве неионогенного ПАВ используют ОП-10, АФ-10, АФ-12, в качестве анионактивного ПАВ - продукты сульфирования масел фракции 350-450°C. Сочетание ПАВ анионного и неионогенного классов обладает синергетическим эффектом, приводящим как к снижению интенсивности адсорбции, так и к повышению поверхностной активности. Недостатком известного состава является невысокий коэффициент нефтевытеснения.A known composition for increasing oil recovery, containing% wt .: non-ionic water-soluble surface-active substance (SAS) 0.1-0.5, petroleum sulfonates as anionic surfactants - 0.01-0.05, polymerization product of dimethyldiallylammonium chloride 0.10-1.00, water 98.45-99.79 (Pat. No. 1521866, IPC E21B 43/22, 1987). OP-10, AF-10, AF-12 are used as nonionic surfactants, sulfonation products of oils of fraction 350-450 ° C are used as anionic surfactants. The combination of surfactants of the anionic and nonionic classes has a synergistic effect, leading to both a decrease in the adsorption intensity and an increase in surface activity. A disadvantage of the known composition is the low coefficient of oil displacement.
Известен состав для вытеснения нефти на основе неионогенного ПАВ ОП-10, анионного ПАВ и воды. Состав содержит ОП-10 в количестве 0.33-0.85% мас., в качестве анионного ПАВ используется дидецилсульфосукцинат натрия в количестве 0.075-0.33% мас., вода - остальное (Пат. №1136522, МПК E21B43/22). Недостатком известного состава является невысокая нефтевытесняющая способность.A known composition for the displacement of oil based on non-ionic surfactants OP-10, anionic surfactants and water. The composition contains OP-10 in an amount of 0.33-0.85% wt., Sodium didecyl sulfosuccinate in an amount of 0.075-0.33% wt., Water is used as the anionic surfactant (Pat. No. 1136522, IPC E21B43 / 22). A disadvantage of the known composition is the low oil displacing ability.
Известен состав, использующийся при осуществлении способа разработки залежей высоковязких нефтей при тепловом воздействии на пласт, содержащий комплексное ПАВ Нефтенол ВВД (1.0-5.0% мас.) или смесь неионогенного ПАВ (1.0-2.0% мас.) и анионактивного ПАВ (0.5-1.0% мас.), аммиачную селитру (8.0-20.0% мас.), карбамид (15.0-40.0% мас.), аммоний роданистый (0.1-0.5% мас.) и воду - остальное (Пат. №2361074, МПК E21B 43/24). В пласте под действием высокой пластовой температуры или теплового воздействия карбамид гидролизуется с образованием аммиачной буферной системы. Однако этот состав можно использовать только при высоких пластовых температурах или при тепловом воздействии на пласт.The known composition used in the implementation of the method of developing deposits of highly viscous oils by thermal exposure to a formation containing a complex surfactant Neftenol VVD (1.0-5.0% wt.) Or a mixture of nonionic surfactant (1.0-2.0% wt.) And anionic surfactant (0.5-1.0% wt.), ammonium nitrate (8.0-20.0 wt.%), urea (15.0-40.0 wt.%), thiocyanate ammonium (0.1-0.5 wt.%) and water - the rest (Pat. No. 2361074, IPC E21B 43/24 ) In the reservoir, under the influence of high reservoir temperature or heat, urea is hydrolyzed to form an ammonia buffer system. However, this composition can only be used at high formation temperatures or when exposed to thermal effects on the formation.
Наиболее близким к предлагаемому составу для увеличения нефтеотдачи пластов является состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий 0.33-1.0% мас. оксиэтилированного алкилфенола, 0.33-1.0% мас. тетрабората натрия (или 0.7-2.0% мас. буры Na2B4O7·10H2O с учетом кристаллизационной воды) и воду - остальное (Пат. №1169403, МПК Е21В 43/22). При использовании известных составов с боратной буферной системой могут быть проблемы с выпадением осадков гидроксидов и солей жесткости при контакте с пластовыми водами высокой минерализации. Растворы являются маловязкими, в результате чего может возникнуть вязкостная неустойчивость фронта вытеснения и прорыв закачиваемого флюида в добывающие скважины. Состав замерзает при температурах 0 - минус 0.6°C. Кроме того, растворимость в воде тетрабората натрия ограничена и составляет 2.7 г в 100 г воды при комнатной температуре.Closest to the proposed composition for increasing oil recovery is a composition for flooding an oil reservoir containing 0.33-1.0% wt. hydroxyethylated alkyl phenol, 0.33-1.0% wt. sodium tetraborate (or 0.7-2.0% wt. borax Na 2 B 4 O 7 · 10H 2 O, taking into account crystallization water) and water - the rest (Pat. No. 1169403, IPC Е21В 43/22). When using known compositions with a borate buffer system, there may be problems with precipitation of hydroxides and hardness salts in contact with formation water of high salinity. The solutions are low viscosity, as a result of which viscous instability of the displacement front can occur and a breakdown of the injected fluid into production wells. Composition freezes at temperatures 0 - minus 0.6 ° C. In addition, the solubility of sodium tetraborate in water is limited and amounts to 2.7 g in 100 g of water at room temperature.
Задачей изобретения является создание для условий месторождений высоковязких нефтей с высокой минерализацией пластовых вод эффективных вытесняющих составов на основе ПАВ с регулируемой вязкостью, плотностью и щелочностью, имеющих низкую температуру замерзания. Эти составы должны быть совместимы с минерализованными пластовыми водами и обеспечивать выравнивание профиля заводнения.The objective of the invention is the creation for the conditions of fields of high viscosity oils with high salinity of formation water effective displacing compositions based on surfactants with adjustable viscosity, density and alkalinity, having a low freezing temperature. These formulations must be compatible with saline formation water and ensure leveling of the waterflood profile.
Технический результат достигается тем, что состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ (комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного, например, АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ, например, волгоната или сульфонола, или NPS-6, в соотношении 2:1), буру (тетраборат натрия Na2B4O7·10H2O) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин, или технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, % мас.:The technical result is achieved in that the composition for increasing oil recovery containing surfactants (complex surfactant Neftenol VVD, or a mixture of nonionic, for example, AF 9-12, or NP-40, or NP-50 and anionic surfactants, for example, volgonate or sulfonol, or NPS-6, in a 2: 1 ratio), borax (sodium tetraborate Na 2 B 4 O 7 · 10H 2 O) and water, additionally contains technical or distilled glycerin, or technical or distilled glycerin and urea in the following ratio,% wt .:
илиor
В качестве ПАВ использовали комплексный ПАВ Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь НПАВ неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%), неионогенные ПАВ (НПАВ) - оксиэтилированные алкилфенолы с различной степенью оксиэтилирования: НПАВ производства РФ неонолы АФ 9-12 - оксиэтилированные изононилфенолы на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12; НПАВ производства КНР - NP-40 или NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно.The surfactants used were a complex surfactant Neftenol VVD ZT brand - partially sulfonated neonol AF 9-12 - a mixture of nonionic surfactants neonol AF 9-12 and ACAS - its sulfoethoxylate (29-35%) with ethylene glycol (25-30%), nonionic surfactants (nonionic surfactants ) - hydroxyethylated alkyl phenols with varying degrees of hydroxyethylation: nonionic surfactants produced in the Russian Federation neonols AF 9-12 - ethoxylated isononylphenols based on propylene trimmers with a degree of
Анионактивные ПАВ (АПАВ): производства РФ волгонат - натрий сульфонат, сульфонол - алкилбензолсульфонат натрия; производства КНР NPS-6 - частично сульфированный оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 6.Anionic surfactants (AAS): produced by the Russian Federation volgonate - sodium sulfonate, sulfonol - sodium alkylbenzenesulfonate; PRC NPS-6 - partially sulfonated, ethoxylated isononylphenol with a degree of hydroxyethylation of 6.
В пласте под действием пластовой температуры карбамид гидролизуется с образованием углекислого газа и аммиака. Углекислый газ более растворим в нефти, чем в воде, поэтому в системе нефть - вода нефтяная фаза будет обогащена углекислым газом, водная - аммиаком, который с тетраборатом натрия (бурой) образует щелочную аммиачно-боратную буферную систему с максимальной буферной емкостью в интервале pH 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. В предлагаемом составе значения максимальной буферной емкости в интервале pH 9.0-10.5 увеличиваются в 3.5-10.5 раз по сравнению с прототипом, что приводит к более высокой нефтевытесняющей и нефтеотмывающей способности состава. Растворение углекислого газа в нефти приводит к уменьшению ее вязкости.In the reservoir, under the influence of reservoir temperature, urea is hydrolyzed to form carbon dioxide and ammonia. Carbon dioxide is more soluble in oil than in water, therefore, in the oil-water system, the oil phase will be enriched in carbon dioxide, the aqueous phase will be enriched with ammonia, which with sodium tetraborate (brown) forms an alkaline ammonium borate buffer system with a maximum buffer capacity in the pH range of 9.0 -10.5, in which surfactants are chemically stable and have maximum washing ability. In the proposed composition, the values of the maximum buffer capacity in the pH range of 9.0-10.5 increase by 3.5-10.5 times in comparison with the prototype, which leads to a higher oil-displacing and laundering ability of the composition. The dissolution of carbon dioxide in oil leads to a decrease in its viscosity.
Введение глицерина и карбамида в состав на основе ПАВ приводит к увеличению вязкости и плотности состава. Плотность составов можно регулировать в пределах от 1.1 до 1.3 кг/м3, вязкость - от единиц до сотен мПа·с, что позволяет составу перераспределять фильтрационные потоки в неоднородном пласте и увеличивать охват пласта заводнением. Составы являются низкозастывающими, с температурой застывания от минус 18 до ниже минус 30°C, что позволяет работать в северных регионах в зимних условиях. Составы совместимы с минерализованными пластовыми водами, не дают осадков при разбавлении, снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и восстанавливают начальную проницаемость пласта.The introduction of glycerol and urea in a surfactant-based composition leads to an increase in the viscosity and density of the composition. The density of the compositions can be adjusted in the range from 1.1 to 1.3 kg / m 3 , the viscosity is from units to hundreds of MPa · s, which allows the composition to redistribute the filtration flows in a heterogeneous formation and increase the coverage of the formation by water flooding. The compositions are low-curing, with a pour point from minus 18 to below
Предлагаемые составы оказывают комплексное воздействие, обеспечивая высокую степень вытеснения нефти и выравнивание профиля заводнения, то есть при применении состава происходит поршневое вытеснение нефти и осуществляется увеличение охвата пласта заводнением.The proposed compositions have a complex effect, providing a high degree of oil displacement and alignment of the waterflooding profile, that is, when the composition is used, piston oil displacement occurs and the formation coverage is increased by water flooding.
Варьируя концентрации компонентов, можно получить составы с заданными плотностью и вязкостью, совместимые с минерализованными пластовыми водами для различных геолого-физических условий месторождений.By varying the concentrations of the components, it is possible to obtain compositions with specified densities and viscosities that are compatible with saline formation waters for various geological and physical conditions of the deposits.
Приводим примеры конкретных составов.We give examples of specific formulations.
Пример 1. По прототипу. К 970.0 г дистиллированной воды добавляют 10.0 г АФ9-12 и 20.0 г буры (Na2B4O7·10Н2О), после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. АФ9-12 и 2.0% мас. буры. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза в растворе выпадает осадок солей жесткости. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 1. The prototype. 10.0 g of AF9-12 and 20.0 g of borax (Na 2 B 4 O 7 · 10H 2 O) are added to 970.0 g of distilled water, after stirring 1000.0 g of an aqueous solution containing 1.0% wt. AF9-12 and 2.0% wt. Boers. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l) 2 times, a solution of hardness salts precipitates in the solution. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 2. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры и 704.0 г глицерина дистиллированного добавляют 176.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры и 70.4% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 2. To 20.0 g of a complex surfactant Neftenol VVD, 100.0 g of borax and 704.0 g of distilled glycerol add 176.0 g of distilled water, after stirring, 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.0% wt. Neftenol, 10.0% wt. borax and 70.4% wt. distilled glycerin. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 3. К 270.0 г дистиллированной воды добавляют 20.0 г АФ9-12, 10.0 г волгоната, 200.0 г буры и 500.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, который содержит 2.0% мас. АФ9-12, 1.0% мас. волгоната, 20.0% мас. буры и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 3. To 270.0 g of distilled water add 20.0 g of AF9-12, 10.0 g of volgonate, 200.0 g of borax and 500.0 g of distilled glycerin. After thorough mixing, get 1000.0 g of an aqueous solution that contains 2.0% wt. AF9-12, 1.0% wt. volgonate, 20.0% wt. borax and 50.0% wt. distilled glycerin. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 4. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 300.0 г буры и 500.0 г глицерина дистиллированного добавляют 180.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 30.0% мас. буры и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза осадки не выпадают. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 4. To 20.0 g of a complex surfactant Neftenol VVD, 300.0 g of borax and 500.0 g of distilled glycerol add 180.0 g of distilled water, after stirring, 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.0% wt. Neftenol, 30.0% wt. borax and 50.0% wt. distilled glycerin. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l) 2 times, no precipitation occurs. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 5. К 10.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 20.0 г буры, 20.0 г карбамида и 800.0 г глицерина дистиллированного добавляют 150.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. Нефтенола, 2.0% мас. буры, 2.0% мас. карбамида и 80.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 5. To 10.0 g of a complex surfactant Neftenol VVD, 20.0 g of borax, 20.0 g of urea and 800.0 g of distilled glycerol add 150.0 g of distilled water, after stirring, 1000.0 g of an aqueous solution containing 1.0% wt. Neftenol, 2.0% wt. borax, 2.0% wt. carbamide and 80.0% wt. distilled glycerin. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 6. 40.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 20.0 г буры, 200.0 г карбамида и 100.0 г глицерина дистиллированного растворяют в 640.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 4.0% мас. Нефтенола, 2.0% мас. буры, 20.0% мас. карбамида и 10.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 6. 40.0 g of a complex surfactant Neftenol VVD, 20.0 g of borax, 200.0 g of urea and 100.0 g of distilled glycerol are dissolved in 640.0 g of distilled water, after stirring, 1000.0 g of an aqueous solution containing 4.0% wt. Neftenol, 2.0% wt. borax, 20.0% wt. carbamide and 10.0% wt. distilled glycerin. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 7. 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры, 100.0 г карбамида растворяют в 780.0 г глицерина технического, после тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 78.0% мас. глицерина технического. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 7. 20.0 g of a complex surfactant Neftenol VVD, 100.0 g of borax, 100.0 g of urea are dissolved in 780.0 g of technical glycerin, after thorough mixing, 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.0% wt. Neftenol, 10.0% wt. borax, 10.0% wt. carbamide and 78.0% wt. glycerin technical. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 8. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры, 100.0 г карбамида и 600.0 г глицерина технического добавляют 180.0 г дистиллированной воды, после тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 60.0% мас. глицерина технического. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 8. To 20.0 g of a complex surfactant Neftenol VVD, 100.0 g of borax, 100.0 g of carbamide and 600.0 g of technical glycerin add 180.0 g of distilled water, after thorough mixing 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.0% wt. Neftenol, 10.0% wt. borax, 10.0% wt. carbamide and 60.0% wt. glycerin technical. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 9. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры, 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина дистиллированного добавляют 280.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 9. To 20.0 g of a complex surfactant Neftenol VVD, 100.0 g of borax, 100.0 g of urea and 500.0 g of distilled glycerol add 280.0 g of distilled water, after stirring, 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.0% wt. Neftenol, 10.0% wt. borax, 10.0% wt. carbamide and 50.0% wt. distilled glycerin. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 10. К 40.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 300.0 г буры, 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина дистиллированного добавляют 60.0 г дистиллированной воды, после тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 4.0% мас. Нефтенола, 30.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 10. To 40.0 g of a complex surfactant Neftenol VVD, 300.0 g of borax, 100.0 g of urea and 500.0 g of distilled glycerin, 60.0 g of distilled water are added, after thorough mixing 1000.0 g of an aqueous solution containing 4.0% wt. Neftenol, 30.0% wt. borax, 10.0% wt. carbamide and 50.0% wt. distilled glycerin. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 11. К 800.0 г глицерина добавляют 100.0 г дистиллированной воды, 20.0 г АФ9-12, 10 г сульфонола, 20.0 г буры (Na2B4O7·10Н2О) и 50 г карбамида. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. АФ9-12, 1% мас. сульфонола, 2.0% мас. буры, 5% мас. карбамида и 80% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 11. To 800.0 g of glycerol add 100.0 g of distilled water, 20.0 g of AF9-12, 10 g of sulfonol, 20.0 g of borax (Na 2 B 4 O 7 · 10H 2 O) and 50 g of carbamide. After stirring get 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.0% wt. AF9-12, 1% wt. sulfonol, 2.0% wt. borax, 5% wt. carbamide and 80% wt. distilled glycerin. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 12. К 435.0 г дистиллированной воды добавляют 10.0 г NP-50, 5.0 г NPS-6, 100.0 г буры, 50.0 г карбамида и 400.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, который содержит 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. NPS-6, 10.0% мас. буры, 5.0% мас. карбамида и 40.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 12. To 435.0 g of distilled water, 10.0 g of NP-50, 5.0 g of NPS-6, 100.0 g of borax, 50.0 g of urea and 400.0 g of distilled glycerol are added. After thorough mixing, get 1000.0 g of an aqueous solution that contains 1.0% wt. NP-50, 0.5% wt. NPS-6, 10.0% wt. borax, 5.0% wt. urea and 40.0% wt. distilled glycerin. When the composition is diluted with a model of produced water from the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l), a clear solution is obtained 2 times. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
Пример 13. К 320.0 г дистиллированной воды добавляют 20.0 г NP-40, 5.0 г NPS-6, 150.0 г буры, 150.0 г карбамида и 300.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, который содержит 2.0% мас. NP-50, 1.0% мас. NPS-6, 15.0% мас. буры, 15.0% мас. карбамида и 30.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза осадки не выпадают. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.Example 13. To 320.0 g of distilled water, add 20.0 g of NP-40, 5.0 g of NPS-6, 150.0 g of borax, 150.0 g of urea and 300.0 g of distilled glycerin. After thorough mixing, get 1000.0 g of an aqueous solution that contains 2.0% wt. NP-50, 1.0% wt. NPS-6, 15.0% wt. borax, 15.0% wt. urea and 30.0% wt. distilled glycerin. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsk field (mineralization 61.2 g / l) 2 times, no precipitation occurs. Physico-chemical properties of the composition are shown in the table.
В таблице приведены физико-химические свойства предлагаемых составов с различными соотношениями компонентов. Измерения проводили при температуре 20°С. Вязкость растворов композиций определяли с помощью вибрационного вискозиметра с камертонным датчиком "Реокинетика", pH - потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом. Межфазное натяжение составов на границе с нефтью Усинского месторождения определяли сталагмометрическим методом.The table shows the physico-chemical properties of the proposed compositions with different ratios of components. The measurements were carried out at a temperature of 20 ° C. The viscosity of the solutions of the compositions was determined using a vibration viscometer with a Reokinetics tuning fork sensor, and the pH was determined by the potentiometric method using a glass electrode. The density of the solutions was determined by the pycnometric method. The interfacial tension of the compositions at the border with the oil of the Usinsky field was determined by the stalagmometric method.
Предлагаемый состав является низкозастывающим, температура застывания растворов от минус 18°C до ниже минус 30°C, совместимым с минерализованными пластовыми водами, имеет низкое межфазное натяжение на границе с нефтью, плотность состава можно регулировать в пределах от 1.0 до 1.3 кг/м3, вязкость - от десятков до сотен мПа·с.The proposed composition is low-curing, the pour point of solutions is from minus 18 ° C to below minus 30 ° C, compatible with mineralized formation waters, has a low interfacial tension at the interface with oil, the density of the composition can be adjusted from 1.0 to 1.3 kg / m 3 , viscosity - from tens to hundreds of MPa · s.
Проведено исследование фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности предлагаемых составов с регулируемой вязкостью и щелочностью при температуре 20-23°C на неоднородных моделях пласта. Эффективность применения составов изучали на фильтрационной установке высокого давления с постоянным расходом в процессе доотмыва остаточной нефти из линейной (фиг. 1) и неоднородной (фиг. 2, 3) моделей пласта.A study was made of the filtration characteristics and oil-displacing ability of the proposed compositions with adjustable viscosity and alkalinity at a temperature of 20-23 ° C on heterogeneous reservoir models. The effectiveness of the use of the compositions was studied in a high-pressure filtration unit with a constant flow rate during the residual oil washing out of linear (Fig. 1) and heterogeneous (Fig. 2, 3) reservoir models.
После закачки состава 2, содержащего 2% мас. Нефтенола ВВД, 10% мас. буры, 70.4% мас. глицерина дистиллированного, в линейную модель пласта с исходной газопроницаемостью модели 0.479 мкм2, при 22°C, фиг. 1, наблюдалось сначала резкое снижение подвижности, фиг. 1а, а затем ее постепенное увеличение до прежнего уровня, при этом градиент давления сначала увеличился с 22.5 до 90-96 атм/м, а затем постепенно снизился до 9.5 атм/м. Коэффициент вытеснения нефти увеличился с 42.0 до 68.4%, прирост коэффициента вытеснения составил 25.4%. На выходе из модели пласта значение pH находилось в пределах 5.9-7.4 ед. pH, вязкость раствора увеличивалась с 1.1 до 3.6 мПа·c, а затем вновь снижалась до 1.3-1.8 мПа·c, фиг. 1б.After injection of
При закачке состава 7, содержащего 2% мас. Нефтенола ВВД, 10% мас. буры и 10% мас. карбамида, 78% мас. глицерина технического, в неоднородную модель пласта с исходной газопроницаемостью колонок 0.515 мкм2 и 2.768 мкм2, при 23°C, фиг. 2, в высоко проницаемую и менее проницаемую колонки вошло 0.732 и 0.125 поровых объема состава, соответственно, то есть практически пропорционально исходным проницаемостям. После закачки состава наблюдалось сначала резкое снижение подвижности по высоко проницаемой колонке и некоторое увеличение подвижности по менее проницаемой колонке, фиг. 2а, то есть произошло перераспределение фильтрационных потоков, при этом градиент давления сначала увеличился с 2.75 до 102.5 атм/м, а затем постепенно снизился до 26.9 атм/м. Коэффициент вытеснения нефти в высоко проницаемой колонке увеличился с 57.5 до 77.6%, прирост коэффициента вытеснения составил 20.1%, а в менее проницаемой колонке коэффициент нефтевытеснения увеличился с 1.9 до 50%. На выходе из модели пласта значение pH находилось в пределах 6.1-7.8 ед. pH, фиг. 2б, максимальная концентрация карбамида составляла в высоко проницаемой колонке 62.1 мг/л, в менее проницаемой колонке - 9.2 мг/л, фиг. 2б.When injecting the
Те же закономерности наблюдаются и при закачке состава 8, содержащего 2% Нефтенола ВВД, 10% мас. буры, 10% мас. карбамида, 60% мас. глицерина технического, в неоднородную модель пласта с исходной газопроницаемостью колонок 0.408 и 1.721 мкм2, при 23°C, фиг. 3: в высокопроницаемую и менее проницаемую колонки вошло 0.698 и 0.114 поровых объема состава, соответственно, то есть практически пропорционально исходным проницаемостям. После закачки состава произошло перераспределение фильтрационных потоков, при этом градиент давления сначала увеличился с 4 до 101.25 атм/м, а затем постепенно снизился до 37 атм/м. Коэффициент вытеснения нефти в высоко проницаемой колонке увеличился с 46.8 до 62.8%, прирост коэффициента вытеснения составил 16.0%, а в менее проницаемой колонке коэффициент нефтевытеснения увеличился с 0 до 55%, фиг. 3а. На выходе из модели пласта значение pH находилось в пределах 6.8-7.8 ед. pH, фиг. 3б, максимальная концентрация карбамида составляла в высоко проницаемой колонке 53.6 мг/л, в менее проницаемой колонке - 6.3 мг/л, фиг. 3б.The same patterns are observed during the injection of
Таким образом, предлагаемый состав для увеличения нефтеотдачи пластов залежей высоковязких нефтей на основе ПАВ, боратной или аммиачно-боратной буферной системы и глицерина с регулируемой вязкостью и щелочностью, совместим с минерализованными пластовыми водами, имеет низкую температуру застывания. Закачка в нагнетательные скважины с температурой на забое от 20 до 90°C подвижной оторочки заявляемого состава с регулируемой вязкостью приведет к увеличению вязкости рабочего агента и выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов, снижению вязкостной неустойчивости фронта вытеснения, ограничению прорывов рабочего агента в добывающие скважины, увеличению коэффициента охвата пластов заводнением. Кроме того, высокая нефтевытесняющая способность, совместимость с минерализованными пластовыми водами приведет к доотмыву остаточной нефти как из высоко проницаемых, так и из низко проницаемых зон пласта.Thus, the proposed composition for increasing oil recovery of reservoirs of highly viscous oils based on surfactants, borate or ammonia-borate buffer systems and glycerin with adjustable viscosity and alkalinity, is compatible with mineralized formation waters, has a low pour point. Injection into injection wells with a bottom temperature of 20 to 90 ° C of a movable rim of the inventive composition with adjustable viscosity will increase the viscosity of the working agent and equalize the mobility of the displaced and displacing agents, reduce the viscosity instability of the displacement front, limit breakthroughs of the working agent into production wells, increase water flooding rate. In addition, high oil-displacing ability, compatibility with mineralized formation waters will lead to additional washing out of residual oil from both highly permeable and low permeable zones of the reservoir.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146550/03A RU2572439C1 (en) | 2014-11-19 | 2014-11-19 | Composition to up bed production rate (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146550/03A RU2572439C1 (en) | 2014-11-19 | 2014-11-19 | Composition to up bed production rate (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2572439C1 true RU2572439C1 (en) | 2016-01-10 |
Family
ID=55072160
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014146550/03A RU2572439C1 (en) | 2014-11-19 | 2014-11-19 | Composition to up bed production rate (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2572439C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2627802C1 (en) * | 2016-09-21 | 2017-08-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for enhanced oil recovery |
| RU2677494C1 (en) * | 2017-12-04 | 2019-01-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Kinetic inhibitor of hydrate formation |
| RU2685516C1 (en) * | 2018-07-20 | 2019-04-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increasing oil recovery of formations (versions) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1521861A1 (en) * | 1988-02-24 | 1989-11-15 | Производственное Объединение Разведочно-Буровых Работ Для Подземного Хранения Газа И По Спецработам "Союзбургаз" | Method of eliminating absorption in well-drilling |
| RU2139424C1 (en) * | 1998-02-24 | 1999-10-10 | Магадова Любовь Абдулаевна | Compound and method for producing reagent for cross-linking solutions of polysaccharides |
| RU2361074C2 (en) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions) |
-
2014
- 2014-11-19 RU RU2014146550/03A patent/RU2572439C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1521861A1 (en) * | 1988-02-24 | 1989-11-15 | Производственное Объединение Разведочно-Буровых Работ Для Подземного Хранения Газа И По Спецработам "Союзбургаз" | Method of eliminating absorption in well-drilling |
| RU2139424C1 (en) * | 1998-02-24 | 1999-10-10 | Магадова Любовь Абдулаевна | Compound and method for producing reagent for cross-linking solutions of polysaccharides |
| RU2361074C2 (en) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2627802C1 (en) * | 2016-09-21 | 2017-08-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for enhanced oil recovery |
| RU2677494C1 (en) * | 2017-12-04 | 2019-01-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Kinetic inhibitor of hydrate formation |
| RU2685516C1 (en) * | 2018-07-20 | 2019-04-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increasing oil recovery of formations (versions) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO744342L (en) | ||
| BR112017010367B1 (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION | |
| RU2572439C1 (en) | Composition to up bed production rate (versions) | |
| HU186421B (en) | Process for the extraction of oil from underground layers | |
| CA2983913A1 (en) | Co-surfactant foam-forming composition for enhanced oil recovery | |
| CN104650824A (en) | Oil-gas bed well drilling anti-water blocking composition | |
| CA3051524C (en) | A method and a surfactant containing composition, useful for enhancing hydrocarbon extractions from a subterranean formation | |
| RU2546700C1 (en) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| WO2015161812A1 (en) | Compounds, compositions thereof and methods for hydrocarbon extraction using the same | |
| RU2015137591A (en) | METHOD OF TREATMENT OF UNDERGROUND OIL-BASED LAYERS CONTAINING CARBONATE ROCKS | |
| RU2478777C1 (en) | Viscoelastic composition with improved viscosity | |
| RU2627802C1 (en) | Composition for enhanced oil recovery | |
| US20170015894A1 (en) | Method for co2-flooding using alk(en)yl polyglucosides | |
| US11390794B2 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
| US20210148203A1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| US3283812A (en) | Surfactant for petroleum recovery | |
| WO2015135855A1 (en) | Method for co2-flooding using c12-14-alk(en)yl polyalkoxylates | |
| RU2685516C1 (en) | Composition for increasing oil recovery of formations (versions) | |
| RU2689939C2 (en) | Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir | |
| RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
| NO830761L (en) | PROCEDURE FOR THE EXTRACTION OF OIL FROM AN UNDERGROUND RESERVE | |
| NO155897B (en) | PROCEDURE FOR THE EXTRACTION OF OIL FROM AN UNDERGROUND RESERVE. | |
| RU2781207C1 (en) | Composition for increasing the petroleum recovery of formations (variants) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20170405 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210524 Effective date: 20210524 |