RU2689939C2 - Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir - Google Patents
Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2689939C2 RU2689939C2 RU2017141327A RU2017141327A RU2689939C2 RU 2689939 C2 RU2689939 C2 RU 2689939C2 RU 2017141327 A RU2017141327 A RU 2017141327A RU 2017141327 A RU2017141327 A RU 2017141327A RU 2689939 C2 RU2689939 C2 RU 2689939C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- fecl
- carbonate reservoir
- surfactant
- oil
- Prior art date
Links
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
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором при естественном режиме, без теплового воздействия.The invention relates to the oil industry and can be used to intensify the development of low-productive deposits of high-viscosity oil with a carbonate reservoir in a natural mode, without heat exposure.
Известны составы для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора для интенсификации добычи нефти, увеличения приемистости скважин на основе соляной кислоты (RU, пат. 2106487, Е21В 43/27, 1998; пат. 2178068, Е21В 43/22, Е21В 43/321, 2000; пат. 2269563, С09К 8/72, 2004; пат. 2293101, Е21В 43/27, 2007, пат. 2305696, С09К 8/72, 2007), содержащие поверхностно-активные вещества. Недостатками этих составов являются высокая скорость растворения карбонатов, что снижает глубину обработки пласта, при использовании жидких кислотных составов возникают проблемы с приготовлением составов и дополнительные расходы при транспортировке и хранении данных составов.Known compositions for treatment of the bottomhole zone of the carbonate reservoir for the intensification of oil production, increase in well capacity based on hydrochloric acid (RU, pat. 2106487, Е21В 43/27, 1998; pat. 2178068, Е21В 43/22, Е21В 43/321, 2000; Pat. 2269563, SC 8/72, 2004; Pat. 2293101, Е21В 43/27, 2007, Pat. 2305696, СКК (8/72, 2007), containing surfactants. The disadvantages of these compositions are the high rate of dissolution of carbonates, which reduces the depth of processing of the reservoir, when using liquid acidic compositions, there are problems with the preparation of compositions and additional costs during transportation and storage of these compositions.
Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны пласта для интенсификации работы нагнетательных и добывающих скважин, включающие поверхностно-активное вещество (ПАВ), полимер или эмульсию полимера в масле и соляную кислоту или смесь кислот (RU, пат. 2294353, С09К 8/72, С09К 8/528, 2007; пат. 2379327, С09К 8/74. 2010). Составы, кроме снижения скорости реагирования кислотного состава с породой, позволяют увеличить охват пласта воздействием. Однако составы имеют реологические свойства (низкую вязкость), не сопоставимые с реологическими свойствами высоковязкой нефти.Known compositions for acid treatment of the bottomhole formation zone to intensify the operation of injection and production wells, including a surfactant, polymer or polymer emulsion in oil and hydrochloric acid or a mixture of acids (RU, Pat. 2294353, C09K 8/72, C09K 8/528, 2007; Pat. 2379327, СКК 8/74. 2010). The compositions, in addition to reducing the rate of reaction of the acid composition with the rock, allow to increase the coverage of the formation by the impact. However, the compositions have rheological properties (low viscosity) that are not comparable with the rheological properties of high-viscosity oil.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. неионогенного и анионактивного поверхностно-активныого 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 месторождение, 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.Closest to the proposed composition is a composition for enhanced oil recovery, containing 1.0-4.0% wt. nonionic and anionic surfactants - nonionic surfactants and anionic surfactants, where complex surfactants Neftenol VVD or a mixture of nonionic surfactants AF 9-12 or NP-40, or NP-50 and APAV volgonate or sulfonol, or NPS-6 are used 2: 1, 1.0-15.0% wt. boric acid, 10.0-90.0% wt. glycerol and water (RU, Pat. 2546700, СКК 8/584, С09К 8/74, 2014). The composition has a complex effect on the field, allows to increase the permeability of the carbonate reservoir, provides a high degree of oil displacement and modification of the flooding profile. However, the rheological characteristics of the composition are in a fairly narrow range, therefore, the composition has limited ability to control the physicochemical, rheological, surface-active properties and the dissolution rate of the carbonate reservoir, which is necessary for more efficient oil displacement.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности состава для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические, реологические, поверхностно-активные свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора, подстраивая их под условия конкретных месторождений.The task of the invention is to increase the efficiency of the composition for the conditions of high-viscosity oil fields with carbonate reservoir due to the ability to widely control the physico-chemical, rheological, surface-active properties of the composition and the dissolution rate of the carbonate reservoir, adjusting them to the conditions of specific fields.
Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 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, борную кислоту и глицерин, дополнительно содержит электролит: AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2, при следующем соотношении компонентов, % мас.:The technical result is achieved by the fact that the composition for enhanced oil recovery of layers containing the complex surfactant Neftenol VVD or a mixture of nonionic surfactants AF 9-12 or NP-40, or NP-50 and aPAV of volgonate or sulfonol, or NPS-6 in the ratio of 2: 1, boric acid and glycerin, additionally contains an electrolyte: AlCl 3 or FeCl 3 , or FeCl 2 , or MgCl 2 , in the following ratio of components,% wt .:
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 АФ9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH2O)nH, где Аг - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С9-С12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.Neonol AF 9-12 manufactured by OAO Nizhnekamskneftekhim, Nizhnekamsk, according to TU 2483-077-0576801-98, is a clear oily liquid from colorless to light yellow color. Neonol AF9-12 - ethoxylated isononylphenol based on propylene trimers, chemical formula RArO (CH 2 CH 2 O) n H, where Ar is a benzene ring, R is a long C 9 -C 12 hydrocarbon radical, n is the average number of hydroxyethyl groups in a molecule Nonionic surfactants (degree of oxyethylation), equal to 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%).Complex surfactant Neftenol VVD is produced by AO “KhIMEKO-GANG”, Moscow, according to TU 2483-015-17197708-97, is a mobile brown liquid. Nephrenol VVD of the ST brand - partially sulfonated neonol AF 9-12 - a mixture of neonol AF 9-12 and an anti-alcoholic surfactant - its sulfoethoxylate (29-35%) with ethylene glycol (25-30%).
NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой прозрачные маслянистые жидкости от бесцветного до светло-желтого цвета.NP-40 and NP-50 - ethoxylated isononylphenols with a degree of ethoxylation of 40 and 50, respectively, manufactured by China, are transparent oily liquids from colorless to light yellow color.
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.Alkylsulfonate volgonat (Volgograd OAO Khimprom), TU 2481-308-05763458-2001, is a paste of uniform composition. Volgonate is sodium alkyl sulfonate, the chemical formula is R-SO 2 ONa with the chain length of the alkyl radical RC 11 -C 18 obtained from n-paraffins.
Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. Я.М. Свердлова, г. Дзержинск, по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула CnH2n+1C6H4SO3Na, где n=12-18.Sulfonol - sodium alkyl benzene sulfonate is a mixture of isomers of the sodium salts of alkyl benzene sulfonic acids; Y.M. Sverdlov, Dzerzhinsk, according to TU 2481-135-02510508-2007, is a white or light yellow powder. The chemical formula is C n H 2n + 1 C 6 H 4 SO 3 Na, where n = 12-18.
Борная кислота выпускается по ГОСТ 9656-75, представляет собой кристаллический порошок белого цвета. Химическая формула Н3ВО3.Boric acid is produced according to GOST 9656-75, is a white crystalline powder. Chemical formula H 3 BO 3 .
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, его ориентировочный состав: глицерин - 80÷82%; вода - 10÷45%; NaCl - 5÷7%, плотность при 20°С - 1,27 г/см3.For the preparation of compounds, you can use distilled glycerin and technical glycerin. Distilled glycerin is produced according to GOST 6259-75, it is a thick, colorless, transparent hygroscopic liquid that is miscible with water in any ratio. Chemical formula С 3 Н 5 (ОН) 3 . Technical glycerin is a waste of biofuel production, its approximate composition: glycerin - 80 ÷ 82%; water - 10 ÷ 45%; NaCl - 5 ÷ 7%, density at 20 ° С - 1.27 g / cm 3 .
Алюминий хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 3759-75, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - AlCl3⋅6Н2О.
Хлорид железа (II) 4-х водный выпускается по ТУ 6-02-609-86, представляет собой бесцветные кристаллы, желтеющие на воздухе. Хорошо растворим в воде. Химическая формула - FeCl2⋅4Н2О.Iron (II) chloride 4-water is produced according to TU 6-02-609-86, is a colorless crystals, yellowing in air. Well soluble in water. The chemical formula is FeCl 2 .4H 2 O.
Хлорид железа (III) 6-ти водный выпускается по ГОСТ 4147-74, представляет собой мягкую кристаллическую массу или куски желто-бурого цвета, растворим в воде, спирте и эфире, гигроскопичен. Химическая формула - FeCl3⋅6Н2О.Iron (III) chloride 6-water is produced according to GOST 4147-74, is a soft crystalline mass or pieces of yellow-brown color, soluble in water, alcohol and ether, hygroscopic. The chemical formula is FeCl 3 ⋅6H 2 O.
Магний хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 7204-77, представляет собой бесцветные кристаллы. Химическая формула - MgCl2⋅6Н2О.Magnesium chloride 6-water is produced according to GOST 7204-77, is a colorless crystals. The chemical formula is MgCl 2 .6H 2 O.
Влияние электролитов AlCl3, FeCl3, FeCl2, MgCl2 на физико-химические и реологические свойства растворов состава представлены на фиг. 1, 2.The effect of the electrolytes AlCl 3 , FeCl 3 , FeCl 2 , MgCl 2 on the physicochemical and rheological properties of the solutions of the composition are shown in FIG. 12.
Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, вязкость - вибрационным методом с использованием вискозиметра «Реокинетика», измерения проводили при температуре 20°С. рН растворов определяли потенциометрическим методом с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments, измерение межфазного натяжения - сталагмометрическим методом. Реологические свойства определяли с помощью метода ротационной вискозиметрии с использованием ротационного вискозиметра "Реотест-2.1.М" (измерительная система коаксиальных цилиндров S/S1). При различных скоростях сдвига получены реологические кривые течения растворов композиции, определены значения вязкостей.The density of the solutions was determined by the pycnometric method, the viscosity by the vibration method using the Rheokinetics viscometer, the measurements were carried out at a temperature of 20 ° C. The pH of the solutions was determined by a potentiometric method using a microprocessor laboratory pH meter manufactured by HANNA Instruments, and the measurement of the interfacial tension by the stalagmometric method. Rheological properties were determined using the rotational viscometry method using the Reotest-2.1.M rotational viscometer (measuring system of S / S1 coaxial cylinders). At different shear rates, rheological flow curves of the solutions of the composition were obtained, and the viscosities were determined.
Значения рН известного состава составляют 1.5-5.1 ед. рН. При добавлении электролитов с концентрациями от 0.5 до 20% мас. значения рН растворов состава снижаются. Добавление AlCl3 снижает рН раствора предлагаемого состава до минус 0.54-2.53 ед. рН, FeCl2 - 0.65-2.4 ед. рН, FeCl3 - минус 0.25-1.5 ед. рН и MgCl2 - 0.52-2.5 ед. рН. Более низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволят более длительное время в пластовых условиях при разбавлении взаимодействовать с породой, увеличивая проницаемость карбонатного коллектора, кроме того при этом увеличивается радиус действия состава.The pH values of the known composition are 1.5-5.1 units. pH When adding electrolytes with concentrations from 0.5 to 20% wt. pH values of the composition solutions are reduced. The addition of AlCl 3 reduces the pH of the solution of the proposed composition to minus 0.54-2.53 units. pH, FeCl 2 - 0.65-2.4 units. pH, FeCl 3 - minus 0.25-1.5 units. pH and MgCl 2 - 0.52-2.5 units. pH Lower pH values of the solutions of the proposed composition will allow a longer time in reservoir conditions to interact with the rock during dilution, increasing the permeability of the carbonate reservoir, in addition, the radius of action of the composition increases.
Значение вязкости известного состава, содержащего 1.5% мас. ПАВ, 5% мас. борной кислоты и 50.0% мас. глицерина, составляет 5.8 мПа⋅с. Добавление электролитов с различными концентрациями (от 0.5 до 20.0% мас.) повышает вязкость состава. При добавлении к раствору с таким же соотношением компонентов (борной кислоты и глицерина) электролита - FeCl3 значения вязкости раствора предлагаемого состава находятся в интервале от 6.5 до 212.0 мПа⋅с, FeCl2 - от 5.9 до 370.0 мПа⋅с, MgCl2 - от 5.2 до 2670.0 мПа⋅с и AlCl3 - от 6.5 до 22750.0 мПа⋅с, плотность при этом увеличивается до 1.14-1.36 г/см3, что позволяет в широких пределах регулировать физико-химические и реологические свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора. Увеличение вязкости состава до величины, сопоставимой с вязкостью нефти, обеспечит «поршневое» вытеснение нефти» и выравнивание фронта нефтевытеснения в пластовых условиях. К тому же, высокая вязкость предлагаемого состава снижает скорость растворения карбонатной породы, что также увеличивает длительность эффективной работы состава в пласте.The value of the viscosity of a known composition containing 1.5% wt. Surfactant, 5% wt. boric acid and 50.0% wt. glycerol, is 5.8 mPa⋅s. The addition of electrolytes with different concentrations (from 0.5 to 20.0% wt.) Increases the viscosity of the composition. When electrolyte is added to a solution with the same ratio of components (boric acid and glycerin) - FeCl 3 , the viscosity of the solution of the proposed composition is in the range from 6.5 to 212.0 mPa · s, FeCl 2 - from 5.9 to 370.0 mPas, MgCl 2 - from 5.2 to 2670.0 mPa⋅s and AlCl 3 - from 6.5 to 22750.0 mPa⋅s, the density increases to 1.14-1.36 g / cm 3 , which allows the physicochemical and rheological properties of the composition and the dissolution rate of the carbonate reservoir to be adjusted within wide limits. Increasing the viscosity of the composition to a value comparable to the viscosity of the oil will provide “piston” oil displacement ”and leveling the oil displacement front in reservoir conditions. In addition, the high viscosity of the proposed composition reduces the rate of dissolution of carbonate rocks, which also increases the duration of the effective work of the composition in the reservoir.
Добавление электролитов к предлагаемому составу снижает межфазное натяжение растворов на границе с нефтью Усинского месторождения минимально на 40-50%, максимально в 4-7 раз, что также должно обеспечить дополнительное вытеснение нефти.The addition of electrolytes to the proposed composition reduces the interfacial tension of the solutions on the border with the oil of the Usinsky field by at least 40-50%, maximum 4-7 times, which should also provide additional displacement of oil.
При исследовании реологических свойств установлено, что растворы предлагаемого состава являются ньютоновскими жидкостями, то есть зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига имеет линейный характер и значения вязкости не зависят от скорости сдвига, что способствует выравниванию профиля вытеснения нефти из неоднородной по проницаемости среды, более эффективному нефтевытеснению в пластовых условиях, фиг. 2.In the study of rheological properties, it was found that the solutions of the proposed composition are Newtonian fluids, that is, the dependence of shear stress on shear rate is linear and the viscosity values do not depend on shear rate, which helps level the oil displacement profile from the inhomogeneous permeability of the medium reservoir conditions; FIG. 2
Исследование совместимости растворов предлагаемого состава с минерализованными пластовыми водами показало, что при разбавлении растворов в 2 раза моделью сеноманской воды (плотность - 1.01 г/см3, минерализация - 16.5 г/л) и моделью пластовой воды (плотность - 1.18 г/см3, минерализация - 193.1 г/л), получаются прозрачные растворы.The study of the compatibility of the solutions of the proposed composition with mineralized reservoir waters showed that when diluted the
Растворы предлагаемого состава являются низкозастывающими, совместимыми с минерализованными пластовыми водами. В зависимости от вида электролита и его концентрации в растворе предлагаемого состава можно регулировать для конкретных условий нефтяных месторождений в широком пределе физико-химические, реологические и поверхностно-активные свойства растворов при применении их в нефтедобывающей отрасли для интенсификации разработки залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором. Низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволяют использовать растворы состава для увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта более длительное время. Низкие значения межфазного натяжения растворов состава на границе с нефтью Усинского месторождения и их более высокая вязкость обеспечивают высокую степень вытеснения нефти и выравнивание профиля вытеснения. Предлагаемый состав в пластовых условиях длительное время оказывает комплексное положительное воздействие на нефть и породу-коллектор месторождения, способствует интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором.Solutions of the proposed composition are low-curing, compatible with saline stratum waters. Depending on the type of electrolyte and its concentration in the solution of the proposed composition, the physicochemical, rheological and surface-active properties of solutions can be adjusted for specific conditions of oil fields when used in the oil industry to intensify the development of deposits of high-viscosity oil with a carbonate reservoir. Low pH values of the solutions of the proposed composition allow the use of solutions of the composition to increase the permeability of the carbonate reservoir of the reservoir for a longer time. The low interfacial tension of the solutions of the composition at the border with the oil of the Usinsk field and their higher viscosity ensure a high degree of oil displacement and leveling out the displacement profile. The proposed composition in reservoir conditions for a long time has a complex positive effect on oil and reservoir rock, contributes to the intensification of the development of low-productive deposits of high-viscosity oil with a carbonate reservoir.
Физико-химические свойства растворов предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов приведены в таблице 1.Physico-chemical properties of solutions of the proposed composition with different ratios of the components are given in table 1.
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 стеклянные ячейки, заливали раствором и выдерживали при температуре 23°С в течение 24 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:The dissolving ability of the proposed composition with respect to carbonate rocks was determined by the reaction rate of solutions with marble by the gravimetric method. Determined the mass and surface area of pieces of marble, put them in glass cells, poured with a solution and kept at a temperature of 23 ° C for 24 hours. Then, after the experiment, the marble pieces were washed and weighed after drying. Estimation of the reaction rate of the composition with marble was calculated by the formula:
Vp=(m0-m)/(S⋅τ),V p = (m 0 -m) / (S⋅τ),
где Vp - скорость реакции, г/м2⋅ч;where V p is the reaction rate, g / m 2 ⋅h;
m0 - масса куска мрамора до проведения опыта, г;m 0 - the mass of a piece of marble before the experiment, g;
m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;m is the mass of a piece of marble after the experiment, g;
S - площадь куска, м2;S is the area of the piece, m 2 ;
τ - время опыта, ч.τ is the time of experience, h.
Результаты испытаний растворяющей способности состава приведены в таблице 2. По этой же методике провели испытания растворяющей способности по отношению к карбонатному коллектору предлагаемого состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, табл. 2. Скорость растворения карбонатной породы в растворах предлагаемого состава при разбавлении пресной водой повышается за счет снижения вязкости при сохранении достаточно низких значений рН растворов.The test results of the dissolving ability of the composition are given in Table 2. The dissolution ability with respect to the carbonate reservoir of the proposed composition, diluted 2 times with fresh water, was carried out using the same method. 2. The dissolution rate of carbonate rock in solutions of the proposed composition increases when diluted with fresh water by reducing the viscosity while maintaining sufficiently low pH values of the solutions.
Кроме того, оценку эффективности предлагаемого состава проводили в лабораторных условиях по динамике растворения мраморного кубика, выдержанного в растворах состава.In addition, the evaluation of the effectiveness of the proposed composition was performed in the laboratory on the dynamics of the dissolution of the marble cube, aged in solutions of the composition.
Динамику растворения мраморного кубика определяли гравиметрическим методом при исследовании потери массы образцов мрамора, помещенных в растворы предлагаемого состава и состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, на 1-7 суток при температуре 23°С. Результаты приведены в таблицах 3, 4.The dynamics of dissolution of the marble cube was determined by a gravimetric method in the study of the mass loss of marble samples placed in solutions of the proposed composition and composition diluted 2 times with fresh water for 1-7 days at a temperature of 23 ° C. The results are shown in tables 3, 4.
Приводим примеры конкретных составов.We give examples of specific formulations.
Пример 1. Прототип. К 435.0 гр пресной воды добавляют 10.0 гр неонола АФ9-12, 5.0 гр волгоната, 50.0 гр борной кислоты и 500.0 гр глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина и 43.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.Example 1. Prototype. To 435.0 grams of fresh water add 10.0 grams of neonol AF9-12, 5.0 grams of volgonate, 50.0 grams of boric acid and 500.0 grams of glycerin. After thorough mixing, get 1000.0 g of the composition containing 1.0% wt. neonol AF9-12, 0.5% wt. volgonata, 5.0% wt. boric acid, 50.0% wt. glycerol and 43.5% wt. water. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solubility of the composition with respect to the carbonate reservoir are shown in Tables 1–4.
Пример 2. 20.0 гр Нефтенола ВВД, 50.0 гр борной кислоты, 271.0 гр AlCl3⋅6H2O и 500.0 гр глицерина добавляют к 159.0 гр воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 15.0% мас. AlCl3 и 28.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.Example 2. 20.0 grams of Neftenol VVD, 50.0 grams of boric acid, 271.0 grams of AlCl 3 .6H 2 O and 500.0 grams of glycerin are added to 159.0 grams of water. After thorough mixing, get 1000.0 g of the composition containing 2.0% wt. Neftenol VVD, 5.0% wt. boric acid, 50.0% wt. glycerol, 15.0% wt. AlCl 3 and 28.0% wt. water. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solubility of the composition with respect to the carbonate reservoir are shown in Tables 1–4.
Пример 3. К 500.0 гр глицерина добавляют 10.0 гр NP-50, 5.0 гр волгоната, 50.0 гр борной кислоты, 90.0 гр AlCl3⋅6H2O и 345.0 гр пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 5.0% мас. AlCl3 и 38.5% мас. воды. Результаты исследований приведены в таблицах 1-4.Example 3. To 500.0 grams of glycerol add 10.0 grams of NP-50, 5.0 grams of volgonate, 50.0 grams of boric acid, 90.0 grams of AlCl 3 .6H 2 O, and 345.0 grams of fresh water. After thorough mixing, get 1000.0 g of the composition containing 1.0% wt. NP-50, 0.5% wt. volgonata, 5.0% wt. boric acid, 50.0% wt. glycerol, 5.0% wt. AlCl 3 and 38.5% wt. water. The research results are summarized in tables 1-4.
Пример 4. 10.0 гр Нефтенола ВВД, 50.0 гр борной кислоты, 500.0 гр глицерина и 16.4 гр FeCl3⋅6H2O добавляют к 423.6 гр воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 1.0% мас. FeCl3, 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 1-4.Example 4. 10.0 grams of Neftenol VVD, 50.0 grams of boric acid, 500.0 grams of glycerol and 16.4 grams of FeCl 3 .6H 2 O are added to 423.6 grams of water. After thorough mixing, get 1000.0 g of the composition containing 1.0% wt. Neftenol VVD, 5.0% wt. boric acid, 1.0% wt. FeCl 3 , 50.0% wt. glycerol and 43.0% wt. water. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solubility of the composition with respect to the carbonate reservoir are shown in Tables 1–4.
Пример 5. К 106.0 гр пресной воды добавляют 700.0 гр глицерина, 10.0 гр неонола АФ9-12, 5.0 гр волгоната, 100.0 гр борной кислоты и 79.0 гр FeCl2⋅4H2O. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 10.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. FeCl2, 70.0% мас. глицерина и 13.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.Example 5. To 106.0 g of fresh water add 700.0 g of glycerin, 10.0 g of neonol AF9-12, 5.0 g of volgonate, 100.0 g of boric acid and 79.0 g of FeCl 2 · 4H 2 O. After thorough mixing, get 1000.0 g of the composition containing 1.0% by weight . neonol AF9-12, 0.5% wt. volgonata, 10.0% wt. boric acid, 5.0% wt. FeCl 2 , 70.0% wt. glycerol and 13.5% wt. water. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solubility of the composition with respect to the carbonate reservoir are shown in Tables 1–4.
Пример 6. 10.0 гр NP-40, 5.0 гр сульфанола, 50.0 гр борной кислоты, 333.0 гр FeCl3⋅6H2O и 102.0 гр пресной воды добавляют к 500.0 гр глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. NP-40, 0.5% мас. сульфанола, 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. FeCl3, 50.0% мас. глицерина и 23.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1-4.Example 6. 10.0 g NP-40, 5.0 g sulfanol, 50.0 g boric acid, 333.0 g FeCl 3 гр 6H 2 O, and 102.0 g fresh water are added to 500.0 g glycerin. After thorough mixing, get 1000.0 g of the composition containing 1.0% wt. NP-40, 0.5% wt. sulfanol, 5.0% wt. boric acid, 20.0% wt. FeCl 3 , 50.0% wt. glycerol and 23.5% wt. water. Conduct research on the dissolving ability of the composition in relation to the carbonate reservoir. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solubility are shown in Tables 1-4.
Пример 7. К 500.0 гр глицерина добавляют 10.0 гр NP-40, 5.0 гр NPS-6, 50.0 гр борной кислоты, 31.4 гр FeCl2⋅4H2O и 403.6 гр пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. NP-40, 0.5% мас. NPS-6, 5.0% мас. борной кислоты, 2.0% мас. FeCl2, 50.0% мас. глицерина и 41.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1-4.Example 7. To 500.0 g of glycerin add 10.0 g of NP-40, 5.0 g of NPS-6, 50.0 g of boric acid, 31.4 g of FeCl 2 .4H 2 O and 403.6 g of fresh water. After thorough mixing, get 1000.0 g of the composition containing 1.0% wt. NP-40, 0.5% wt. NPS-6, 5.0% wt. boric acid, 2.0% wt. FeCl 2 , 50.0% wt. glycerol and 41.5% wt. water. Conduct research on the dissolving ability of the composition in relation to the carbonate reservoir. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solubility are shown in Tables 1-4.
Пример 8. 40.0 гр Нефтенола ВВД, 10.0 гр борной кислоты, 100.0 гр глицерина и 213.0 гр MgCl2⋅6H2O добавляют к 637.0 гр пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 1.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. MgCl2, 10.0% мас. глицерина и 75.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.Example 8. 40.0 g of Neftenol VVD, 10.0 g of boric acid, 100.0 g of glycerin and 213.0 g of MgCl 2 .6H 2 O are added to 637.0 g of fresh water. After thorough mixing, get 1000.0 g of the composition containing 4.0% wt. Neftenol VVD, 1.0% wt. boric acid, 10.0% wt. MgCl 2 , 10.0% wt. glycerol and 75.0% wt. water. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solubility of the composition with respect to the carbonate reservoir are shown in Tables 1–4.
Пример 9. 10.0 гр Нефтенола ВВД, 150.0 гр борной кислоты и 11.0 гр MgCl2⋅6H2O добавляют к 829.0 гр глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 15.0% мас. борной кислоты, 0.5% мас. MgCl2, 82.9% мас. глицерина и 0.6% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.Example 9. 10.0 g of Neftenol VVD, 150.0 g of boric acid and 11.0 g of MgCl 2 .6H 2 O are added to 829.0 g of glycerin. After thorough mixing, get 1000.0 g of the composition containing 1.0% wt. Neftenol VVD, 15.0% wt. boric acid, 0.5% wt. MgCl 2 , 82.9% wt. glycerol and 0.6% wt. water. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solubility of the composition with respect to the carbonate reservoir are shown in Tables 1–4.
Таким образом, добавление электролитов позволяет регулировать физико-химические, реологические и поверхностно-активные свойства растворов предлагаемого состава в более широких пределах. Низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволяют использовать растворы состава для увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта более длительное время. Низкие значения межфазного натяжения растворов состава на границе с нефтью Усинского месторождения и их более высокая вязкость обеспечивают высокую степень вытеснения нефти и выравнивание профиля вытеснения. Предлагаемый состав в пластовых условиях длительное время оказывает комплексное положительное воздействие на нефть и породу-коллектор месторождения, способствует интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором.Thus, the addition of electrolytes allows you to adjust the physico-chemical, rheological and surface-active properties of solutions of the proposed composition in a wider range. Low pH values of the solutions of the proposed composition allow the use of solutions of the composition to increase the permeability of the carbonate reservoir of the reservoir for a longer time. The low interfacial tension of the solutions of the composition at the border with the oil of the Usinsk field and their higher viscosity ensure a high degree of oil displacement and leveling out the displacement profile. The proposed composition in reservoir conditions for a long time has a complex positive effect on oil and reservoir rock, contributes to the intensification of the development of low-productive deposits of high-viscosity oil with a carbonate reservoir.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017141327A RU2689939C2 (en) | 2017-11-27 | 2017-11-27 | Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017141327A RU2689939C2 (en) | 2017-11-27 | 2017-11-27 | Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017141327A3 RU2017141327A3 (en) | 2019-05-27 |
| RU2017141327A RU2017141327A (en) | 2019-05-27 |
| RU2689939C2 true RU2689939C2 (en) | 2019-05-29 |
Family
ID=66636013
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017141327A RU2689939C2 (en) | 2017-11-27 | 2017-11-27 | Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2689939C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2781207C1 (en) * | 2021-08-10 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increasing the petroleum recovery of formations (variants) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2294353C1 (en) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Formulation for acid treatment of critical borehole zone |
| RU2305696C2 (en) * | 2005-09-06 | 2007-09-10 | Академия наук Республики Башкортостан Центр химической механики нефти | Carbonate formation treatment composition |
| RU2319726C1 (en) * | 2006-12-25 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone |
| RU2379327C1 (en) * | 2008-07-23 | 2010-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Reservoir bottomhole zone acid treatment composition |
| EA201070153A1 (en) * | 2007-07-17 | 2010-08-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | POLYMER DELIVERY IN THE FIELD OF APPLICATIONS FOR DRILLING WELL |
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
-
2017
- 2017-11-27 RU RU2017141327A patent/RU2689939C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2294353C1 (en) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Formulation for acid treatment of critical borehole zone |
| RU2305696C2 (en) * | 2005-09-06 | 2007-09-10 | Академия наук Республики Башкортостан Центр химической механики нефти | Carbonate formation treatment composition |
| RU2319726C1 (en) * | 2006-12-25 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone |
| EA201070153A1 (en) * | 2007-07-17 | 2010-08-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | POLYMER DELIVERY IN THE FIELD OF APPLICATIONS FOR DRILLING WELL |
| RU2379327C1 (en) * | 2008-07-23 | 2010-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Reservoir bottomhole zone acid treatment composition |
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2781207C1 (en) * | 2021-08-10 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increasing the petroleum recovery of formations (variants) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017141327A3 (en) | 2019-05-27 |
| RU2017141327A (en) | 2019-05-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10435618B2 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| US8973668B2 (en) | Compositions for oil recovery and methods of their use | |
| US6206102B1 (en) | Method for stabilizing the gas flow in water-bearing natural gas deposits or reservoirs | |
| US4088189A (en) | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations containing high salinity water | |
| BR112017010367B1 (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION | |
| US9988346B2 (en) | Large hydrophobe surfactants | |
| RU2012146372A (en) | WELL SERVICE FLUID | |
| BR112012021772B1 (en) | process for the production of mineral oil | |
| CA3064487A1 (en) | Method of mineral oil production from underground deposits having high temperature and salinity | |
| US20140224490A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| CN106593373B (en) | The method that low cost improves oil recovery factor | |
| BR112012008668B1 (en) | MINERAL OIL PRODUCTION PROCESS | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| RU2546700C1 (en) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| US20170015894A1 (en) | Method for co2-flooding using alk(en)yl polyglucosides | |
| RU2627802C1 (en) | Composition for enhanced oil recovery | |
| BR112020005500A2 (en) | method for producing mineral oil, mixture of surfactants, method for producing a mixture of surfactants, concentrate, and, use of a mixture of surfactants | |
| BR112020000589B1 (en) | METHODS FOR PRODUCING CRUDE OIL AND FOR MANUFACTURING A SURFACTANT COMPOSITION, AQUEOUS SURFACTANT COMPOSITION, AND USE OF A SOLUBILITY INTENSIFYER | |
| US20120241151A1 (en) | Process for mineral oil production using surfactants from the class of the alkyl polyglucosides | |
| RU2689939C2 (en) | Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir | |
| RU2572439C1 (en) | Composition to up bed production rate (versions) | |
| RU2685516C1 (en) | Composition for increasing oil recovery of formations (versions) | |
| RU2715407C1 (en) | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir | |
| RU2733350C1 (en) | Composition for increasing oil recovery of formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20190911 Effective date: 20190911 |