RU2716070C1

RU2716070C1 - Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных пав

Info

Publication number: RU2716070C1
Application number: RU2019103136A
Authority: RU
Inventors: Наталья Юрьевна Башкирцева; Дмитрий Александрович Куряшов; Рифат Радисович Мингазов; Айрат Ринатович Идрисов; Рустем Райнурович Шарипов; Наиля Фаридовна Нугуманова
Original assignee: Рустем Райнурович Шарипов
Priority date: 2019-02-04
Filing date: 2019-02-04
Publication date: 2020-03-05

Abstract

Изобретение предназначено для извлечения обойденной, пленочной и капиллярно-удерживаемой нефтей. Технический результат - увеличение нефтеотдачи из высокоминерализованных пластов. Состав для повышения извлечения нефти содержит цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество - ЦПАВ олеиламидопропилдиметил-бетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид, силикат натрия, хлорид натрия, воду при следующем соотношении компонентов, масс. %: ЦПАВ 0,5-10, силикат натрия 0,5-15, хлорид натрия 0-25, вода - остальное. 1 з.п. ф-лы, 22 пр., 1 табл.

Description

Изобретение предназначено для извлечения обойденной, пленочной и капиллярно-удерживаемой нефтей за счет вытеснения ее из продуктивного пласта вязким водным щелочным раствором цвиттер-ионных ПАВ. Состав позволяет повысить охват пластов заводнением и устранить или уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пласта и снизить проницаемость обводненных участков.

Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов закачкой через нагнетательные скважины оторочек рабочего реагента и силиката в водной фазе с изменяющейся концентрацией компонентов (силиката щелочного металла и полимера) (см. Патент РФ №2451168, Е21В 47/10, опубл. 20.05.2012). Также известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора биополимерно-силикатной композиции и добычу нефти через добывающую скважину (см. Патент РФ №2441146, Е21В 43/22, опубл. 27.01.2012). Известен способ разработки нефтяного пласта, закачкой через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля, ПАВ и полимер (см. Патент РФ №2483202, Е21В 43/22, опубл. 27.05.2013). Данные способы разработки нефтяного месторождения предполагает использование большого количества технических средств, для приготовления и закачки составов, и времени.

Известен мицеллярный раствор для извлечения нефти, включающий смесь цвиттер-ионного и анионного поверхностно-активных веществ - ПАВ и пресную воду. Состав содержит в качестве анионного ПАВ лаурилсульфат натрия, в качестве цвиттер-ионного ПАВ - кокамидопропилбетаин и дополнительно неионогенное ПАВ - Неонол АФ₉-10 (см. Патент РФ №2610952, C09K 8/506,. опубл. 17.02.2017). Недостатком данного способа является - высокая адсорбция ПАВ на породах и сложность технологии.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ добычи нефти из подземного пласта, закачиванием смеси 2 цвиттер-ионных загущающих ПАВ, а также, состав дополнительно может содержать основание в количестве, достаточном, чтобы довести значение рН жидкости до уровня более 10. (см. Патент RU №2478777, C09K 8/584, 10.04.2013). В данном случае при наличии в вытесняющей сточной воде Са²⁺ и Mg²⁺ образуются Са(ОН)₂ и Mg(OH)₂. Осадки гидроокисей Mg и Са снижают проницаемость лишь в 1,5-2 раза. Кристаллы этих солей лишь частично закупоривают поры, промытые водой.

Задачей предлагаемого изобретения является состав, который обеспечивает увеличение нефтеотдачи из высокоминерализованных пластов.

Указанный технический результат достигается тем, что жидкость для извлечения нефти содержит:

Цвиттер-ионные ПАВы, следующей формулы (1):

в которой

А'' обозначает карбоксилатную СОО-, окись О- или сульфонатную SO₃-группы,

R₁ обозначает гидрофобную часть алкильной группы от С8 до С24

R₂ и R₃ независимо обозначают алифатическую цепь

R₄ представляет собой алкиленовую группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода

В качестве цвиттер-ионных ПАВ были выбраны:- алкилбетаины (олеиламидопропилдиметилбетаин (ОАПДБ) и кокамидопропилбетаин (КАПБ)), выпускаемые под торговой маркой БЕТАПАВ® научно-производственным объединением «НИИПАВ» (ТУ 2480-002-04706205-2004);

- алкилсульфобетаин (АСБ), реализуемый компанией Sigma-Aldrich (CAS14933-08-5);

- алкилдиметиламиноксид (АДАО) выпускаемого под торговой маркой ОКСИПАВ® научно-производственным объединением «НИИПАВ» (ТУ 2482-007-04706205-2006).

В составе также есть силикат натрия и кристаллогидраты силиката натрия (Na₂SiO₃ по ГОСТ 13079-93, Na₂SiO₃⋅5H₂O по ТУ 2145-52257004-01-2002, Na₂SiO₃⋅7H₂O по ТУ 6-09-1457-87, Na₂SiO₃⋅9H₂O по ГОСТ 4239-77), хлорид натрия (NaCl по ГОСТ 4233-77).

В качестве оснований были выбраны гидроксид натрия (ГОСТ 4328-77), гидроокись калия (ГОСТ 24363-80), карбонат натрия (ГОСТ 83-79) и бикарбонат натрия (ГОСТ 2156-76).

ПАВ-силикатно-щелочное заводнение основано на внутрипластовом осадкообразовании в обводненных пропластках неоднородного пласта. Осадок образуется за счет химической реакции закачиваемого силикатно-щелочного раствора с солями кальция и магния, содержащихся в закачиваемой и пластовой водах. При наличии в вытесняющей сточной воде Са²⁺ и Mg²⁺ образуются CaSiO₃, MgSiO₃, Са(ОН)₂ и Mg(OH)₂. Осадок CaSiO₃ по природе является коллоидным и способен значительно снизить проницаемость обводненного пласта (до 10 раз и более), которые закупоривают высокопроницаемые породы. Вследствие этого вода начинает поступать в менее проницаемые зоны и участки пласта, не охваченные заводнением. Также силикатно-щелочные растворы реагируют с органическими кислотами в сырой нефти и тем самым образовываются в пласте вторичные ПАВы, которые позволяют еще больше снизить межфазное натяжение между закачанной жидкостью и нефтью. Также измененяется смачиваемость породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти. В результате происходит гидрофилизация пористой среды, за счет этого снижается адсорбция ПАВ на породах в 2,5-5 раз. Применение в технологии вытеснения цвиттер-ионные ПАВ позволяют получать загущенные водные растворы. Это способствует одновременному увеличению, как коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата пласта, что приводит дополнительно уменьшению обводненности добываемой нефти.

Состав для увеличения нефтеотдачи в лабораторных условиях готовят следующим образом. Составы приведены в таблице 1.

Пример 1

3 г силиката натрия и 15 г натрий хлористого растворяют в 81 г воде, добавляют 1 г ОАПДБ и перемешивают при температуре 60°С на магнитной мешалке в течение 60 мин до однородного состава.

Примеры 2-21.

Составы готовят идентично примеру 1, варьируя компоненты.

Пример 22 (прототип)

Смешивают 2 цвиттер-ионных ПАВа, производных от алкиламидопропилбетаина, растворяют в морской воде (39 г/л соли) при температуре 80°С.

Эффективность состава в лабораторных условиях определяют на установке нефтевытесняющей способности (рис. 1).

Условия испытаний: Т=25°С, +Δр=5 атм., концентрация ЦПАВ=0,5-10% масс., объем оторочка = 0,5 поровых объема, состав воды: 15% масс. NaCl, 85% масс. дист. вода, вязкость нефти - 60 сПз, режим вытеснения - 10-50 см³/мин, начальная нефтенасыщенность образцов керна - 70-75%.

Установка для определения нефтевытесняющей способности ПАВ состоит из модели пласта, цилиндров для замера выделившейся жидкости, переходников между ними. Система работает под вакуумом. Принцип работы установки заключается в вытеснении нефти из модели пласта жидкостями (водой, раствором ПАВ), закачиваемых в модель пласта.

Модель пласта представляет собой стеклянную трубку длиной 70 см и внутренним диаметром 18 мм, 3/4 объема заполненных кварцевым песком фракцией 30-60 меш. Кварцевый песок используется заранее активированный, т.е. обработанный кипящей соляной кислотой в течение часа, с последующей промывкой дистиллированной водой до нейтральной среды.

На нижнем конце модели пласта устанавливается фильтр из 1-2 слоев металлической сетки. Заполнение стеклянной трубки кварцевым песком осуществляется при постукивании по стенке модели. После подготовки модель помещают вертикально в гнезда установки, соединяют с переходниками и мерными цилиндрами.

Далее пропитывают модель пласта пластовой водой (или ее моделью). Вода должна иметь известные характеристики - минерализацию (мг/л) и плотность. Для пропитки песка водой установку подключают к системе вакуумирования и через модель пласта пропускают 50 мл минерализованной воды. Поры пласта заполняются водой, а излишек воды собирается и измеряется в цилиндре (V_выд). Поровой объем (V_пор, мл) модели пласта определяется по формуле

Затем производят насыщение приготовленной модели нефтью.

Далее определенный объем подготовленной нефти (2V_пор) пропускают через модель пласта (система работает под вакуумом). Нефть частично вытесняет воду из пор пласта, часть пор заполняется нефтью. В результате модель пласта имеет определенную нефте- и водонасыщенность. В мензурках, где собирается вытесненная жидкость (вода и нефть), тщательно замеряют объем вытесненной воды и нефти и рассчитывают исходную нефтенасыщенность пласта как разницу между поданной в пласт нефтью и замеренной в мензурках - V_нефт. Рассчитывают остаточную водонасыщенность модели пласта как разницу между V_пор и объем воды в мензурке V_н2о. В итоге устанавливают следующие начальные параметры модели пласта:

V_пор - паровой объем пласта,

V_нефт. - объем нефтемодели,

V_н2o - объем воды в модели.

Вытеснение нефти водой осуществляется до максимально возможного нефтевытеснения (извлечения нефти) - до 100%-ной обводненности жидкостного потока, собираемого в мензурках. Объем вытесненной в мензурку нефти замеряется и определяется коэффициент нефтеизвлечения (КНО, %):

где V₁ - количество вытесненной нефти, мл; V_нефт. - нефтенасыщенность модели пласта, мл.

Далее через пласт пропускают оторочку реагента (объем реагента в зависимости от порового объема пласта). Продвижение оторочки по пласту и дальнейший отмыв нефти осуществляется водой также до полного обводнения жидкостного потока, собираемого в мензурках. Вытесненная нефть при доотмывке пласта замеряется и определяется прирост КНО:

где V₂ - количество вытесненной нефти при доотмыве пласта, мл;

V_нефт. - исходная нефтенасыщенность пласта, мл.

Определение динамической вязкости проводилось на ротационном вискозиметре Brookfield DV-II+ Pro (согласно ASTMD 2196), который предназначен для измерения вязкости жидкости при заданных скоростях сдвига.

Измерения поверхностного натяжения проводились на тензиометре KRUSS К9 (согласно ASTMD 1331), который определяет поверхностное натяжение или натяжение на границе раздела фаз с помощью подвешенного к точным весам оптимально смачиваемого измерительного кольца. Смачивающую способность определяли на приборе комплексного анализа формы капли KRUSS DSA30 на поверхностях кварцевого стекла, известняка и парафина.

Результаты измерений динамической вязкости, поверхностного натяжения, нфтвытесняющей способности (прирост КИН) и краевые углы смачивания на различных поверхностях полученных составов представлены в таблице 1.

Claims

1. Состав для повышения извлечения нефти содержит цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество - ЦПАВ олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид, силикат натрия, хлорид натрия, воду при следующем соотношении компонентов, масс. %:

ЦПАВ 0,5-10

силикат натрия 0,5-15

хлорид натрия 0-25

вода остальное.

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит 0,05-10 масс. % компонента - гидроксида натрия, или гидроксида калия, или карбоната натрия, или бикарбоната натрия.