RU2685516C1 - Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) - Google Patents
Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2685516C1 RU2685516C1 RU2018126899A RU2018126899A RU2685516C1 RU 2685516 C1 RU2685516 C1 RU 2685516C1 RU 2018126899 A RU2018126899 A RU 2018126899A RU 2018126899 A RU2018126899 A RU 2018126899A RU 2685516 C1 RU2685516 C1 RU 2685516C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- boric acid
- sorbitol
- surfactant
- mannitol
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 118
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 82
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims abstract description 46
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 claims abstract description 40
- 235000010356 sorbitol Nutrition 0.000 claims abstract description 40
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 claims abstract description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 21
- FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N D-Mannitol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 229930195725 Mannitol Natural products 0.000 claims abstract description 19
- 239000000594 mannitol Substances 0.000 claims abstract description 19
- 235000010355 mannitol Nutrition 0.000 claims abstract description 19
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 35
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract description 20
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 14
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 10
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 29
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 26
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 8
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- -1 hydrocarbon radical Chemical class 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000004313 potentiometry Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000002075 anti-alcohol Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N n-[4-(1,3-benzoxazol-2-yl)phenyl]-4-nitrobenzenesulfonamide Chemical class C1=CC([N+](=O)[O-])=CC=C1S(=O)(=O)NC1=CC=C(C=2OC3=CC=CC=C3N=2)C=C1 SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- AYFACLKQYVTXNS-UHFFFAOYSA-M sodium;tetradecane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCCCS([O-])(=O)=O AYFACLKQYVTXNS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью. Технический результат - увеличение общей растворимости карбонатной породы пласта, времени действия состава, возможность регулирования скорости растворения карбонатного коллектора. Состав для повышения нефтеотдачи пластов по первому варианту содержит, мас.%: комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и анионактивного поверхностно-активного вещества АПАВ 1,0-4,0; борную кислоту 1,0-15,0; глицерин 0-50,0; сорбит или маннит 1,0-70,0; вода - остальное. Состав для повышения нефтеотдачи пластов по второму варианту содержит, мас.%: комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0; борную кислоту 1,0-15,0; глицерин 0-50,0; карбамид 5,0-10,0; сорбит или маннит 1,0-70,0; вода - остальное. 2 н.п. ф-лы, 6 ил., 2 табл., 12 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью.
Известны составы для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора на основе соляной кислоты (RU, пат. 2138634, Е21В 43/27, 1998; пат. 2269563, С09К 8/72, 2004; пат. 2305696, С09К 8/72, 2005), позволяющие увеличить проницаемости пласта. Недостатками этих составов являются высокая скорость растворения карбонатов при высоких температурах, что снижает глубину обработки пласта. При использовании жидких кислотных составов возникают проблемы с приготовлением составов и дополнительные расходы при транспортировке и хранении данных составов.
Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны пласта на основе соляной кислоты, включающие поверхностно-активное вещество (ПАВ) (RU, пат. 2106487, Е21В 43/27, 1998; пат. 2110679, Е21В 43/27, 1998; пат. 2138634, Е21В 43/27, 1998; пат. 2293101, С09К 8/72, Е21В 43/27, 2005; пат. 2616949, С09К 8/72, 2016; пат. 2620685, С09К 8/72, 2016). Составы используются для интенсификации притока нефти и увеличения приемистости добывающих и нагнетательных скважин за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт. Однако составы имеют недостаточно высокую нефтевытесняющую способность.
Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающие поверхностно-активное вещество (ПАВ), соляную кислоту или смесь кислот и полимер (RU, пат. 2294353, С09К 8/72, С09К 8/528, 2005; пат. 2379327, С09К 8/74, 2008; пат. 2601887, С09К 8/74, 2015). Составы позволяют повысить эффективность состава для кислотной обработки за счет улучшения его реологических свойств. Полимер обеспечивает хороший контроль подвижности, сохраняет режим поршневого вытеснения. Недостатком составов является их низкая вязкость из-за низкой концентрации полимера и низкая термостабильность составов.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. неионогенного и анионактивного поверхностно-активного вещества - НПАВ и АПАВ, где в качестве указанных ПАВ используют комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1, 1.0-15.0% мас. борной кислоты, 10.0-90.0% мас. глицерина и воду (RU, пат. 2546700, С09К 8/584, С09К 8/74, 2014). Состав оказывает комплексное воздействие на пласт, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения. Однако реологические характеристики состава находятся в достаточно узком диапазоне, поэтому у состава ограничена возможность регулирования физико-химических, реологических, поверхностно-активных свойств и скорости растворения карбонатного коллектора, необходимых для более эффективного нефтевытеснения, кроме того, растворимость борной кислоты в растворе глицерина ограничена.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности состава для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические и реологические свойства состава, скорость растворения карбонатного коллектора, время действия состава, общую растворимость, что обеспечивает большее влияние на растворение породы коллектора и, следовательно, увеличение ее проницаемости, подстраивая под условия конкретных месторождений.
Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ, борную кислоту, глицерин и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит сорбит или маннит при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| комплексное ПАВ | |
| или смесь НПАВ и АПАВ | 1.0-4.0 |
| борная кислота | 1.0-15.0 |
| глицерин | 0-50.0 |
| сорбит или маннит | 1.0-70.0 |
| вода | остальное |
или
| комплексное ПАВ | |
| или смесь НПАВ и АПАВ | 1.0-4.0 |
| борная кислота | 1.0-15.0 |
| глицерин | 0-50.0 |
| карбамид | 5.0-10.0 |
| сорбит или маннит | 1.0-70.0 |
| вода | остальное |
Состав содержит или комплексное ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного (АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1.
Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим», г. Нижнекамск, по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH2O)nH, где Ar - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С9-С12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.
Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ», г. Москва, по ТУ 2483-015-17197708-97, представляет собой подвижную коричневую жидкость. Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%).
NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой гранулы белого цвета.
Алкилсульфонат волгонат (Волгоградский ОАО «Химпром»), ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SO2ONa с длиной цепи алкильного радикала R C11-C18, полученного из н-парафинов.
Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат, смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. ЯМ. Свердлова, г. Дзержинск, по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула CnH2n+1C6H4SO3Na, где n=12-18.
Борная кислота выпускается по ГОСТ 9656-75, представляет собой кристаллический порошок белого цвета. Химическая формула Н3ВО3.
Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Глицерин дистиллированный выпускается по ГОСТ 6259-75, представляет собой густую, бесцветную, прозрачную гигроскопическую жидкость, смешивается с водой в любых соотношениях. Химическая формула С3Н5(ОН)3. Глицерин технический - отход получения биотоплив с содержанием глицерина 80÷96% мас.
Сорбит - многоатомный спирт с шестью атомами углерода, производства КНР. Представляет собой бесцветные кристаллы сладкого вкуса. Химическая формула НОСН2(СНОН)4СН2ОН.
Маннит - органическое соединение, многоатомный спирт с шестью атомами углерода, производства КНР. Маннит представляет собой кристаллический негигроскопичный порошок без цвета и запаха, сладковатый на вкус. Химическая формула СН2ОН(СНОН)4СН2ОН или C6H14O6, или С6Н8(ОН)6.
Растворимость борной кислоты в растворе глицерина ниже, чем в растворах сорбита и маннита, поэтому можно при той же концентрации борной кислоты в растворе уменьшить концентрацию многоатомного спирта в составе (фиг. 1). При взаимодействии борной кислоты и многоатомных спиртов (глицерина, сорбита и маннита) образуются сильные комплексные кислоты - глицеринборная, сорбитборная и маннитборная. При увеличении концентрации многоатомных спиртов значения рН растворов монотонно снижаются, в интервале от 5.9 до 0.8 ед. рН. При взаимодействии борной кислоты и многоатомных спиртов и образования комплекса кислоты со спиртами значение рН 1%-ного раствора борной кислоты в водно-спиртовых растворителях при увеличении концентрации многоатомных спиртов в растворителе снижается от 5.9 ед. рН до 1.7-2.7 ед. рН, 5%-ного раствора - от 3.4 до 1.5-2.2 ед. рН и 10%-ного - до 1.3-1.8 ед. рН (фиг. 2-4). Значения рН в растворах сорбитборной и маннитборной кислот существенно ниже, чем в растворах глицеринборной кислоты, так как сорбитборная и маннитборная кислоты значительно сильнее глицеринборной, поэтому представляет интерес также совместное использование глицерина и сорбита или маннита в составах для повышения нефтеотдачи пластов.
Кроме того, в результате взаимодействия кислотных составов с низким рН с карбонатным коллектором выделяется CO2, который растворяется в нефти и снижает ее вязкость, что способствует увеличению степени извлечения нефти. При взаимодействии предлагаемого состава с карбонатным коллектором по сравнению с прототипом выделяется больше CO2, следовательно, больше снижается вязкость нефти.
Растворы борной кислоты на основе многоатомных спиртов сорбита и маннита имеют более высокие значения плотности и вязкости, чем на основе глицерина. При увеличении концентрации спиртов в растворах борной кислоты до 30% вязкость растворов отличается незначительно. Затем при повышении концентрации глицерина и сорбита с 30% мас. до 70% мас. вязкость растворов повышается, при этом вязкость 1%-ных растворов борной кислоты - в 9.6 раз, 10%-ных - в 14.5 раз (фиг. 2-4).
Кроме того, вязкость состава, содержащего в качестве многоатомного спирта глицерин, при нагревании от 20 до 90°C снижается в 3 раза. Введение в предлагаемый состав многоатомного спирта - сорбита или при совместном использовании глицерина и сорбита в составах для повышения нефтеотдачи пластов вязкость растворов снижается максимально в 1.3-1.6 раз. То есть введение в предлагаемый состав многоатомных спиртов - сорбита и маннита - позволит в пластовых условиях при пластовых температурах сохранять реологические свойства состава.
Растворы предлагаемого состава для повышения нефтеотдачи пластов - подвижные прозрачные светлые низкозастывающие жидкости, без осадка. Межфазное натяжение растворов на границе с нефтью Усинского месторождения ниже 0.001 мН/м, поверхностное натяжение - 32.2-33.0 мН/м. Составы являются ньютоновскими жидкостями, то есть зависимость напряжения от скорости сдвига имеет линейный характер и значения вязкости не зависят от скорости сдвига.
Предлагаемые составы способны образовывать непосредственно в пласте под влиянием термобарических пластовых условий, а также в результате взаимодействия с породой коллектора и пластовыми флюидами эффективные нефтевытесняющие жидкости для интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей, в том числе технологичных для применения в северных и арктических регионах.
Физико-химические свойства предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов приведены в таблице 1. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, вязкость - с помощью вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком. Значения рН растворов композиции определяли потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments. Варьируя в предлагаемом составе компоненты и их концентрации, можно получить растворы с заданной плотностью от 1036 до 1342 кг/м3 и вязкостью от 1.3 до 786 мПа⋅с, совместимые с минерализованными пластовыми водами, имеющие высокую нефтевытесняющую способность применительно к различным геолого-физическим условиям месторождений тяжелых высоковязких нефтей.
Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к карбонатным породам определяли по скорости реакции растворов с мрамором гравиметрическим методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещали их в стальные герметично закрывающиеся ячейки, заливали раствором и выдерживали в воздушном термостате при 20, 90 и 150°C в течение 6 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:
Vp=(m0⋅m)/(S⋅τ),
где Vp - скорость реакции, г/м2⋅ч;
m0 - масса куска мрамора до проведения опыта, г;
m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;
S - площадь куска, м2;
τ - время опыта, ч.
В растворах предлагаемого состава скорость растворения мрамора при 20°C составляет 1.7-128.8 г/(м2⋅ч), при 90°C - 11.4-336.4 г/(м2⋅ч) и при 150°C - 4.9-222.1 г/(м2⋅ч). При повышении концентрации борной кислоты скорость растворения увеличивается, причем, чем выше температура, тем скорость растворения мрамора выше. При добавлении карбамида в композицию скорость растворения мрамора снижается. Изменяя в предлагаемом составе компоненты и их концентрации, можно получить растворы с заданной скоростью растворения карбонатной породы, применительно к различным геолого-физическим условиям месторождений.
Исследование кинетики взаимодействия составов с карбонатными породами пласта показало, что наибольшую растворяющую способность имеют композиции на основе борной кислоты и сорбита, таблица 2.
По окончании опытов определяли изменение рН растворов после термостатирования их с мрамором. Значения рН растворов получали потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments. Повышение рН с ростом температуры связано с увеличением скорости гидролиза карбамида с образованием аммиака NH3: при температуре 90°C за 6 час гидролиз карбамида происходит не полностью, а при 150°C - полностью. При увеличении температуры термостатирования до 150°C скорость реакции мрамора с растворами состава снижается, так как при этой температуре повышается скорость реакции гидролиза карбамида и параллельно с реакцией взаимодействия состава с карбонатной породой в растворе идет реакция нейтрализации кислотных групп образовавшимся аммиаком. Результаты испытаний растворяющей способности состава и изменение рН раствора в результате этого приведены в таблице 2 и на фиг. 5. В зависимости от концентрации компонентов состава можно подобрать состав, способный с оптимальной скоростью изменять проницаемость карбонатного коллектора.
Кроме того, проводили исследование кинетики взаимодействия прототипа и предлагаемого состава с карбонатными породами пласта. Динамику растворения мраморного кубика определяли гравиметрическим методом при исследовании потери массы образцов мрамора, помещенных в растворы нефтевытесняющей кислотной композиции на 1-8 суток при температуре 23°C. Результаты приведены на фиг. 6. Общая растворимость карбонатной породы пласта с использованием предлагаемого состава по сравнению с прототипом увеличивается минимально в 1.4-1.7 раза, максимально в 3.6-4.8 раза. То есть за одно и то же время предлагаемый состав по сравнению с прототипом будет оказывать существенно большее влияние на растворение породы коллектора и, следовательно, увеличение ее проницаемости.
Приводим примеры конкретных составов.
Пример 1. По прототипу. К 430.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина и затем 50.0 г борной кислоты. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина и 43.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2, и на фиг. 6.
Пример 2. По прототипу. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г карбамида и 500.0 г глицерина добавляют к 380.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 5.0 мас. % карбамида, 50.0% мас. глицерина и 38.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2 ина фиг. 5, 6.
Пример 3. К 810.0 г воды добавляют 40.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты и 100.0 г маннита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. маннита и 81.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2 и на фиг. 6.
Пример 4. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г карбамида и 200.0 г сорбита добавляют к 680.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 20.0% мас. сорбита и 68.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2 и на фиг. 5, 6.
Пример 5. К 880.0 г воды добавяют 10.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г борной кислоты 50.0 г карбамида и 50.0 г сорбита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 1.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 5.0% мас. сорбита и 88.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2.
Пример 6. 10.0 гр неонола АФ 9-12, 5.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 200.0 г сорбита добавляют к 635.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. сорбита и 63.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1,2.
Пример 7. К 285.0 г воды добавляют 10.0 г NP-50, 5.0 г NPS-6, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 500.0 г сорбита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. NPS-6, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. сорбита и 28.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2 и на фиг. 6.
Пример 8. К 13.0 г NP-40, 7.0 г сульфонола, 150.0 г борной кислоты и 700.0 г сорбита добавляют 130.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.3% мас. NP-40, 0.7% мас. сульфонола, 15.0% мас. борной кислоты, 70.0% мас. сорбита и 13.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.
Пример 9. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида, 200.0 г глицерина и 100.0 г сорбита добавляют к 530.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 10.0% мас. сорбита и 53.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.
Пример 10. К 380.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида 200.0 г глицерина и 200.0 г сорбита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 20.0% мас. сорбита и 38.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2, фиг. 6.
Пример 11. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 200.0 г глицерина и 10.0 г сорбита добавляют к 720.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% глицерина, 1.0% мас. сорбита и 72.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.
Пример 12. К 630.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 50.0 г глицерина и 200.0 г сорбита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. глицерина, 20.0% мас. сорбита и 63.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2, фиг. 6.
Таким образом, предлагаемый состав оказывает комплексное воздействие на месторождения высоковязких нефтей с карбонатным коллектором, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические и реологические свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора, подстраивая их под условия конкретных месторождений. Общая растворимость карбонатной породы пласта с использованием предлагаемого состава по сравнению с прототипом увеличивается минимально в 1.4-1.7 раза, максимально в 3.6-4.8 раза. Время действия состава увеличивается минимум в 2 раза. При увеличении проницаемости пород в зонах с низкой проницаемостью коллектора при разработке залежей высоковязких нефтей повышается продуктивность добывающих скважин, увеличиваются дебиты по нефти. Кроме того, в результате взаимодействия с карбонатным коллектором предлагаемого состава, имеющего большую растворяющую способность по сравнению с прототипом, выделяется больше CO2, следовательно, больше снижается вязкость нефти, что способствует увеличению степени ее извлечения.
Claims (4)
1. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и анионактивного поверхностно-активного вещества АПАВ, борную кислоту и глицерин, отличающийся тем, что дополнительно содержит сорбит или маннит при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ, борную кислоту, карбамид и глицерин, отличающийся тем, что дополнительно содержит сорбит или маннит при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018126899A RU2685516C1 (ru) | 2018-07-20 | 2018-07-20 | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018126899A RU2685516C1 (ru) | 2018-07-20 | 2018-07-20 | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2685516C1 true RU2685516C1 (ru) | 2019-04-19 |
Family
ID=66168303
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018126899A RU2685516C1 (ru) | 2018-07-20 | 2018-07-20 | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2685516C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2781207C1 (ru) * | 2021-08-10 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA011181B1 (ru) * | 2007-02-08 | 2009-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземного пласта |
| RU2546700C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2572439C1 (ru) * | 2014-11-19 | 2016-01-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2578696C1 (ru) * | 2011-11-30 | 2016-03-27 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способы инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, уже содержащем разломы |
| US9650558B2 (en) * | 2011-02-02 | 2017-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Oil field treatment fluids |
-
2018
- 2018-07-20 RU RU2018126899A patent/RU2685516C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA011181B1 (ru) * | 2007-02-08 | 2009-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземного пласта |
| US9650558B2 (en) * | 2011-02-02 | 2017-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Oil field treatment fluids |
| RU2578696C1 (ru) * | 2011-11-30 | 2016-03-27 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способы инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, уже содержащем разломы |
| RU2546700C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2572439C1 (ru) * | 2014-11-19 | 2016-01-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2781207C1 (ru) * | 2021-08-10 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2707571B1 (en) | Method for enhanced oil recovery, using a foam stabilizer | |
| CA1145536A (en) | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations | |
| US3943160A (en) | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant | |
| US4544033A (en) | Oil recovery process | |
| CN101755027B (zh) | 从地层中开采原油的方法 | |
| US9732267B2 (en) | Composition for enhanced hydrocarbon recovery from a formation | |
| JP6479143B2 (ja) | 地下の化石流体を放出させるための界面活性製剤 | |
| US9988346B2 (en) | Large hydrophobe surfactants | |
| US3482631A (en) | Secondary recovery process utilizing a pre-slug prior to a displacing fluid | |
| WO2012158645A1 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| HU191239B (en) | Method for gaining oil from underground sites by emulsion flushing | |
| US20170015894A1 (en) | Method for co2-flooding using alk(en)yl polyglucosides | |
| WO2015161812A1 (en) | Compounds, compositions thereof and methods for hydrocarbon extraction using the same | |
| US20160215200A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| RU2546700C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2627802C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов | |
| CN104968759A (zh) | 处理包含碳酸盐岩的含油地下地层的方法 | |
| RU2685516C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| US20190093002A1 (en) | Hydrocarbon recovery composition and a method for use thereof | |
| BR112020000589B1 (pt) | Métodos para a produção de petróleo bruto e para fabricação de uma composição tensoativa, composição tensoativa aquosa, e, uso de um intensificador de solubilidade | |
| RU2572439C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| CN101780381B (zh) | 一种n-烷基天冬氨酰胺表面活性剂及其制备方法 | |
| US20170037297A1 (en) | Hydrocarbon recovery composition, method of preparation and use thereof | |
| US3476184A (en) | Method of designing a soluble oil slug for an oil recovery process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20190911 Effective date: 20190911 |