RU2065941C1 - Composition for oil production - Google Patents
Composition for oil production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2065941C1 RU2065941C1 RU93047482/03A RU93047482A RU2065941C1 RU 2065941 C1 RU2065941 C1 RU 2065941C1 RU 93047482/03 A RU93047482/03 A RU 93047482/03A RU 93047482 A RU93047482 A RU 93047482A RU 2065941 C1 RU2065941 C1 RU 2065941C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- production
- oil
- glycerol
- alcohol
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к составам для вытеснения нефти и обработки призабойной зоны пласта. The invention relates to the oil industry, and in particular to compositions for oil displacement and treatment of the bottomhole formation zone.
Известен состав для вытеснения нефти на основе углеводородного растворителя с содержанием поверхностно-активного вещества и содетергента [1] Его, недостаток высокая стоимость всех его компонентов, и соответственно, нерентабельность, несмотря на хорошие технические показатели. A known composition for displacing oil based on a hydrocarbon solvent containing a surfactant and a detergent [1] Its disadvantage is the high cost of all its components, and accordingly, unprofitability, despite good technical indicators.
Известен состав для вытеснения нефти на основе кубовых остатков производства глицерина и воды [2] Его недостаток невысокий прирост коэффициента вытеснения нефти, который в условиях эксперимента, аналогичных условиям испытания заявленного состава составляет только 2,8-4,6% против 4,9-5,8%
Целью изобретения является повышение эффективности состава за счет увеличения нефтевытесняющих свойств и увеличения охвата пласта воздействием.A known composition for oil displacement based on still bottoms of glycerol and water production [2] Its disadvantage is a low increase in oil displacement coefficient, which under experimental conditions similar to the test conditions of the claimed composition is only 2.8-4.6% against 4.9-5 ,8%
The aim of the invention is to increase the efficiency of the composition by increasing the oil-displacing properties and increase the coverage of the formation by the impact.
Состав по изобретению содержит, мас. The composition according to the invention contains, by weight.
Кубовый остаток производства глицерина или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена 40-60
Углеводородный или спирт содержащий растворитель 30-40
Вода остальное
Кубовый остаток производства глицерина представляет собой попутный продукт производства синтетического глицерина ("полиглицерин"). Общая формула: CH2OHCHOHCH2O(CH2CHOHCH2O)nH, где n=1oC3.VAT residue of the production of glycerol or ethylene glycol obtained by hydration of ethylene oxide 40-60
Hydrocarbon or alcohol containing solvent 30-40
Water rest
VAT residue glycerol production is a by-product of the production of synthetic glycerol ("polyglycerol"). General formula: CH 2 OHCHOHCH 2 O (CH 2 CHOHCH 2 O) n H, where n = 1 o C3.
"Полиглицерин" негорюч, невзрывоопасен, нетоксичен и не образует токсичных соединений в воздушной среде в присутствии других веществ. Polyglycerin is non-combustible, non-explosive, non-toxic and does not form toxic compounds in the air in the presence of other substances.
Кубовый остаток производства глицерина или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, представляет собой смесь гликолей (диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля и т.д.) плотностью не менее 1075 кг/м3 (ТУ 38 30 214-88). Применяется в качестве добавок к котельному топливу и охлаждающих жидкостей под названием "полигликоль".The bottom residue of the production of glycerol or ethylene glycol obtained by hydration of ethylene oxide is a mixture of glycols (diethylene glycol, triethylene glycol, tetraethylene glycol, etc.) with a density of at least 1075 kg / m 3 (TU 38 30 214-88). It is used as an additive to boiler fuel and coolants called polyglycol.
Углеводородный растворитель представляет собой любой промышленный нефтяной сольвент, содержащий нормальные парафиновые, нафтеновые, ароматические, конденсированные углеводороды. Например, абсорбенты А-1, А-2, нефрас А 120/200, нефрас А 150/330, нефрас C5 150/330, нефрас С 50/1710, дистиллят, газовый бензин и т.п.A hydrocarbon solvent is any industrial petroleum solvent containing normal paraffinic, naphthenic, aromatic, condensed hydrocarbons. For example, absorbents A-1, A-2, Nefras A 120/200, Nefras A 150/330, Nefras C 5 150/330, Nefras C 50/1710, distillate, gas gas, etc.
Спирт содержащим растворителем может быть, например, водо-маслорастворимый алифатический спирт C3-C4, а также отходы производства бутиловых спиртов: кубовые остатки или головная фракция.The alcohol-containing solvent may be, for example, a water-oil-soluble aliphatic alcohol C 3 -C 4 , as well as waste products from the production of butyl alcohols: bottoms or head fraction.
Кубовые остатки (КОБС) имеют следующий состав: н-бутан, изобутилбутират, бутилбутират, 2-этилгексанол, н-октанол, ацеталь изомасляного альдегида и изобутанола, ацеталь изомасляного альдегида и Н-бутанола, эфир изомасляной кислоты и 2-этилгексанола, эфир Н-масляной кислоты и 2-этилгексанола, изобутанол. Vat residues (COBs) have the following composition: n-butane, isobutyl butyrate, butyl butyrate, 2-ethylhexanol, n-octanol, isobutyric aldehyde and isobutanol acetal, isobutyric aldehyde and N-butanol acetal, isobutyric acid ether and 2-ethylhex butyric acid and 2-ethylhexanol, isobutanol.
Головная фракция (ГФБС) имеет следующий состав: дибутиловый эфир, диизобутиловый эфир, этиловый спирт, пропиловый спирт, изомерные С4-спирты, масляный альдегид, н/масляная кислота, изомасляная кислота, изобутилформат.The head fraction (HFBS) has the following composition: dibutyl ether, diisobutyl ether, ethyl alcohol, propyl alcohol, isomeric C 4 alcohols, butyric aldehyde, n / butyric acid, isobutyric acid, isobutyl format.
Предлагаемый состав эффективен за счет образования эмульсионной структуры, способной одновременно увеличивать коэффициент вытеснения нефти и коэффициент охвата. The proposed composition is effective due to the formation of an emulsion structure that can simultaneously increase the oil displacement coefficient and the coverage coefficient.
Изобретение является промышленно применимым, так как все компоненты являются либо крупнотоннажными продуктами, либо отходами нефтехимических производства. Для осуществления технологии не требуется специальная техника. The invention is industrially applicable, since all components are either large-capacity products, or petrochemical production wastes. To implement the technology does not require special equipment.
Для подтверждения эффективности состава была проведена серия лабораторных и промысловых экспериментов. To confirm the effectiveness of the composition, a series of laboratory and field experiments were carried out.
Пример 1. Нефтевытесняющую способность определяли на линейной модели нефтяного пласта, представленного единичными цилиндрами, выпиленными из кернового материала, отобранного из нефтенасыщенной области пласта-коллектора, диаметром 30 мм и длиной 5-6 см (девонский песчаник в интервале проницаемости от 0,300 до 0,380 мкм2). Связанная вода создавалась методом капиллярной вытяжки; ее значение изменялось в пределах от 12,8 до 13,4%
Эксперимент проводился в два этапа. На первом этапе нефть вытеснялась дистиллированной водой до достижения конечного значения коэффициента вытеснения.Example 1. Oil-displacing ability was determined on a linear model of the oil reservoir, represented by single cylinders cut from core material selected from the oil-saturated region of the reservoir, with a diameter of 30 mm and a length of 5-6 cm (Devonian sandstone in the permeability range from 0.300 to 0.380 μm 2 ) Bound water was created by capillary drawing; its value ranged from 12.8 to 13.4%
The experiment was carried out in two stages. At the first stage, oil was displaced by distilled water until the final value of the displacement coefficient was reached.
На втором этапе доотмыв нефти осуществлялся оторочкой испытуемого состава, размером 0,2 V пор пласта. Опыты проводились при 20o С. В качестве нефти использовалась изовискозная модель с вязкостью 5,3 сПз.At the second stage, the oil was washed out with a rim of the test composition, 0.2 V pore in the reservoir. The experiments were carried out at 20 o C. As an oil, an isoviscose model with a viscosity of 5.3 cPs was used.
Пример 2. Эффективность состава относительно увеличения коэффициента охвата оценивали по безразмерному параметру распределения R, характеризующему охват пласта воздействием вытесняющих агентов: R Qвыс/Qниз, где Qвыс и Qниз количество жидкости, профилированное соответственно через высокопроницаемую и низкопроницаемую пористые среды, имеющие общий ввод и отдельный отбор жидкостей (модель неоднородного пласта). Длина модели 500 мм, диаметр 30 мм. Пористая среда представлена кварцевым песком различного фракционного состава, за счет чего достигалась проницаемостная неоднородность. Проницаемость низкопроницаемой пористой среды изменялась в пределах от 0,120 до 0,143 мкм2, высокопроницаемой от 0,528 до 0,686 мкм2.Example 2. The effectiveness of the composition relative to the increase in the coverage coefficient was evaluated by the dimensionless distribution parameter R characterizing the coverage of the formation by the effect of displacing agents: RQ high / Q bottom , where Q high and Q bottom the amount of fluid profiled respectively through highly permeable and low permeable porous media having a common input and separate fluid selection (heterogeneous reservoir model). Model length 500 mm, diameter 30 mm. The porous medium is represented by quartz sand of various fractional composition, due to which permeability heterogeneity was achieved. The permeability of the low permeable porous medium ranged from 0.120 to 0.143 μm 2 , highly permeable from 0.528 to 0.686 μm 2 .
На первой стадии подавалась вода до установления постоянного расхода жидкостей. На второй стадии подавалась оторочка заявляемого состава объемом 0,3 V пор, поделенная на 5 порций (каждая порция по 0,06 V п при чередовании с равными порциями воды). Затем определялся размерный параметр распределения. Результаты опытов смещены в таблице 2. At the first stage, water was supplied until a steady flow of liquids was established. At the second stage, a rim of the claimed composition was supplied with a volume of 0.3 V pores divided into 5 portions (each portion 0.06 V p in alternation with equal portions of water). Then, the dimensional distribution parameter was determined. The experimental results are biased in table 2.
Из результатов, представленных в табл. 1 и табл. 2, видно, что заявляемый состав превосходит прототип по увеличению и коэффициента вытеснения, и коэффициента охвата. From the results presented in table. 1 and tab. 2, it is seen that the claimed composition exceeds the prototype in increasing both the displacement coefficient and the coverage coefficient.
Усредненные результаты обработки призабойных зон (ОПЗ) скважины на месторождении Узень приведены в табл. 3. Они подтверждают эффективность предлагаемого состава. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4 ТТТ5 ТТТ6 ТТТ7 The average results of processing bottom-hole zones (BHP) of the well at the Uzen field are given in table. 3. They confirm the effectiveness of the proposed composition. TTT1 TTT2 TTT3 TTT4 TTT5 TTT6 TTT7
Claims (1)
Углеводородный или спиртсодержащий растворитель 30 40
Вода ОстальноеVAT residue of the production of glycerol or ethylene glycol obtained by hydration of ethylene oxide 40 60
Hydrocarbon or alcohol-containing solvent 30 40
Water Else
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93047482/03A RU2065941C1 (en) | 1993-10-12 | 1993-10-12 | Composition for oil production |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93047482/03A RU2065941C1 (en) | 1993-10-12 | 1993-10-12 | Composition for oil production |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU93047482A RU93047482A (en) | 1996-07-10 |
RU2065941C1 true RU2065941C1 (en) | 1996-08-27 |
Family
ID=20148147
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93047482/03A RU2065941C1 (en) | 1993-10-12 | 1993-10-12 | Composition for oil production |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2065941C1 (en) |
-
1993
- 1993-10-12 RU RU93047482/03A patent/RU2065941C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Авторское свидетельство СССР N 1471398, E 21B 43/22, опубл. 1992. 2. Игнатьева В.Е. и др. "Совершенствование технологии применения НПАВ для увеличения нефтеотдачи", - журнал "Нефтяное хозяйство", 1992, N 6, с.49. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2570157A1 (en) | Method of treating oil or gas well with biodegradable emulsion | |
KR880004073A (en) | Enhancer composition containing polyalkylene glycoliminodiacetic acid | |
US20100006286A1 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
AU2013239828A1 (en) | Microemulsion flowback aid composition and method of using same | |
RU2307860C2 (en) | Formulation for removing asphaltene-tar-paraffin deposits and hydrophobization of formation bottom zone | |
AU773820B2 (en) | A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation | |
US20130267445A1 (en) | Antifoaming and Defoaming Agents for Drilling Fluids | |
EA018168B1 (en) | Composition for producing foams from liquids, process for extracting mineral oil and/or natural gas, process for tertiary mineral oil production process and process for drilling technique that employs foamed drilling fluid | |
RU2065941C1 (en) | Composition for oil production | |
RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
US6740625B1 (en) | Method and fluid for checking the saturation of a formation in the immediate vicinity of a well | |
EP0388448B1 (en) | Mass treatment of cellulosic materials | |
RU2723810C1 (en) | Mutual solvent for bottomhole formation zone treatment | |
JP2024500209A (en) | Foam control agent for metalworking fluids | |
RU2006114166A (en) | METHOD FOR CLEANING CONTAMINATED MATERIALS | |
SU1609980A1 (en) | Microemulsion for displacing oil | |
RU2480503C1 (en) | Composition for water-isolation works in gas wells | |
RU2034981C1 (en) | Method of exploitation of oil pool | |
US4374647A (en) | Oxygenated fuel dehydration | |
RU2405020C2 (en) | Compound for isolation of water inflow in gas wells | |
RU2669213C1 (en) | Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production | |
RU2250988C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
SU926248A1 (en) | Composition for cutting-off water inflow in high-temperature oil well | |
RU2754171C1 (en) | Method for limiting water inflow in production well | |
RU2119048C1 (en) | Method for treatment of nonuniform oil bed |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20051004 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061013 |