RU2800175C1 - Состав для повышения нефтеотдачи пласта и способ его применения - Google Patents
Состав для повышения нефтеотдачи пласта и способ его применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2800175C1 RU2800175C1 RU2022117978A RU2022117978A RU2800175C1 RU 2800175 C1 RU2800175 C1 RU 2800175C1 RU 2022117978 A RU2022117978 A RU 2022117978A RU 2022117978 A RU2022117978 A RU 2022117978A RU 2800175 C1 RU2800175 C1 RU 2800175C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- surfactant
- aqueous solution
- neonol
- volume
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - высокие значения прироста коэффициента вытеснения после заводнения. Состав для повышения нефтеотдачи включает неионогенное поверхностно-активное вещество Неонол АФ9-6 и анионогенныее поверхностно-активные вещества - нефтяные сульфонаты, смесь альфа-олефинсульфонатов с числом углеродных атомов С14 и С16, смесь сульфированных моноалкилфенола и диалкилфенола в массовом соотношении 30:70 и сульфированный алкилтолуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: Неонол АФ9-6 45-60; указанная смесь альфа-олефинсульфонатов 7,5-15; нефтяные сульфонаты 7,5-13,5; указанная смесь сульфированных моноалкил- и диалкилфенолов 7,5-13,5; сульфированный алкилтолуол 7,5-13,5. В способе применения состава для повышения нефтеотдачи закачивают оторочку водного раствора 0,46-1,84%-ной концентрации указанного выше состава для повышения нефтеотдачи объѐмом 0,3-0,5 объема открытого порового пространства, после чего закачивают водный раствор, содержащий 0,05-0,15 мас.% полиакриламида со степенью гидролиза от 10 до 30% и 2-7 мас.% диэтаноламина, объѐмом от 0,1 до 0,3 объема открытого порового пространства. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл., 12 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для повышения нефтеотдачи пласта и способам их применения, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, а именно, относится к поверхностно-активным веществам (ПАВ), то есть, к химическим соединениям, концентрирующимся на поверхности или границе раздела фаз и обеспечивающим снижение поверхностного натяжения. Помимо применения в добыче остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти, что является предметом настоящего изобретения, настоящее изобретение наравне с аналогами может быть использовано в технических моющих средствах для отмыва масел с поверхности металлических изделий, в автошампунях и других процессах, для которых типично применение подобных ПАВ.
Доля месторождений с остаточными запасами нефти после заводнения, с трудноизвлекаемыми запасами в низкопроницаемых коллекторах и высоковязкими нефтями растёт. Из-за ухудшения структуры запасов и сворачивания работ по освоению эффективных методов увеличения нефте-отдачи происходит постоянное снижение проектного значения нефтеотдачи.
Средняя конечная нефтеотдача пластов в РФ снизилась до 35-38%. Ежегодная добыча нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в РФ в настоящее время составляет всего 2,0-2,5 млн т.
Из уровня техники известен состав для повышения нефтеотдачи с использованием композиции ПАВ на основе анионактивного ПАВ - нефтяного сульфоната натрия, полученного из нейтрализованного кислого гудрона в концентрации 5% и неионогенного ПАВ - полиглицерина. Прирост коэффициента вытеснения после заводнения с использованием 1 объёма пор этой композиции составляет 11,45%. Недостатком способа является недостаточная эффективность при большом объёме закачки и высокой концентрации ПАВ [Разработка нефтяных месторождений: Изд. в 4 т. - Т. 1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии / Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, А.Г. Телин и др.; под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - С. 216-218].
Известен состав для повышения нефтеотдачи и способ его применения в пласт путём последовательного нагнетания композиции ПАВ с последующей закачкой оторочки полиакриламида. Композиция ПАВ состоит из алкилбензолсульфоната (1%), неионогенного ПАВ Неонола АФ9-6 (2%), смеси бутиловых спиртов (2%), щелочного агента Na2CO3 (6%), электролита (NH4)2SO4 (4%), оторочки полиакриламида (концентрация 0,04%, молекулярная масса 106 у.е., степень гидролиза 30%). Недостатком способа являются недостаточная эффективность (прирост коэффициента вытеснения после заводнения всего 8,5%) и использование в качестве щелочного агента карбоната натрия, который может привести к нарушению солевого равновесия при реакции между ионами CO3 2-и ионами Са2+, содержащимися в пластовой воде, а также образованию вследствие этого труднорастворимых солей карбоната кальция [Адаптация технологии мицеллярно-полимерного заводнения для пласта Дкт Южно-Кубанского поднятия Вахитовского месторождения ПАО «Оренбургнефть» / Р.М. Мусин, А.Н. Елисеев, А.С. Кириллов и др. // Нефтепромысловое дело. – 2018. - № 2. – С. 21-25].
Наиболее близким техническим решением является состав для повышения нефтеотдачи пласта [RU 2612773, Опубл.: 13.03.2017], включающий неионогенное и анионоактивное поверхностноактивные вещества - НПАВ и АПАВ, кубовый остаток ректификации бутиловых спиртов - КОРБС, водорастворимый полимер - полиакриламид и минерализованную воду, содержит в качестве НПАВ - Неонол АФ9-8 или АФ9-12, в качестве АПАВ - нефтяные сульфонаты, синтезированные на основе экстрактов селективной очистки масляных погонов N-метилпирролидоном или фенолом, полиакриламид с молекулярной массой (1-16)⋅106 у.е. и степенью гидролиза от 20 до 30% и минерализованную воду с минерализацией 0,6 – 142 г/л, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанные нефтяные сульфонаты 0,23-1,49, Неонол АФ9-8 или АФ9-12 0,13-2,29, КОРБС 0,25-0,84, указанный полиакриламид 0,015-0,087, указанная вода остальное. Данное решение выбрано в качестве прототипа настоящего изобретения.
Однако прототипу присущ следующий недостаток: недостаточная эффективность отмыва остаточной нефти.
Недостатки уровня техники решаются с помощью заявленных изобретений, в которых предложено следующее.
Предложен состав для повышения нефтеотдачи, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - Неонол и анионогенное поверхностно-активное вещество АПАВ - нефтяные сульфонаты, в котором новым является то, что
он содержит Неонол АФ9-6 и дополнительно в качестве АПАВ смесь альфа-олефинсульфонатов с числом углеродных атомов С14 и С16, смесь сульфированных моноалкилфенола и диалкилфенола в массовом соотношении 30:70 и сульфированный алкилтолуол при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Неонол АФ9-6 | 45-60 |
| указанная смесь альфа-олефинсульфонатов | 7,5-15 |
| указанные нефтяные сульфонаты | 7,5-13,5 |
| указанная смесь сульфированных | |
| моноалкил- и диалкилфенолов | 7,5-13,5 |
| сульфированный алкилтолуол | 7,5-13,5 |
Также предложен способ применения состава для повышения нефтеотдачи, включающий закачку оторочки водного раствора состава для повышения нефтеотдачи, в котором новым является то, что
закачивают оторочку водного раствора 0,46–1,84 %-ной концентрации заявленного состава по объѐмом 0,3-0,5 объема открытого порового пространства,
после чего закачивают водный раствор, содержащий 0,05-0,15 мас.% полиакриламида со степенью гидролиза от 10 до 30 % и 2-7 мас.% диэтаноламина, объѐмом от 0,1 до 0,3 объема открытого порового пространства.
В одном из вариантов осуществления способа для приготовления водного раствора заявленного состава и водного раствора, содержащего полиакриламид и диэтаноламин, используют воду пресную или со степенью минерализации до 35 г/л.
В одном из вариантов осуществления способа оторочку водного раствора заявленного состава продавливают оторочкой воды.
В одном из вариантов осуществления способа дозировку водного раствора, содержащего полиакриламид и диэтаноламин, осуществляют в автоматическом режиме в трубопроводы систем поддержания пластового давления.
Технический результат изобретения заключается в создании состава композиции ПАВ и способа его применения в пласт, обеспечивающих высокие значения прироста коэффициента вытеснения после заводнения.
Для обеспечения технического результата решается задача создания композиции ПАВ, в который входит 4 вида АПАВ и 1 вид НПАВ. Общее содержание НПАВ в композиции (Неонол АФ9-6) составляет от 45 до 60 мас.%, АПАВ – от 40 до 55 мас.%, и способа применения, который заключается в последовательном нагнетании оторочки композиции ПАВ, после неё – оторочки полимера с добавкой диэтаноламина. Это позволяет обеспечить максимальный отмыв нефти, когда отмывающую функцию композиции ПАВ усиливает проталкивающая оторочка полимера за счет увеличения капиллярного числа, а диэтаноламин, как щелочной агент, десорбирует анионактивные компоненты композиции ПАВ с поверхности горной породы, не вызывая при этом выпадение карбоната кальция. Конкретнее, для повышения нефтеотдачи, включающий НПАВ - Неонол и АПАВ - нефтяные сульфонаты, в котором НПАВ представлен Неонолом АФ9-6, а в качестве АПАВ использованы альфа-олефинсульфонат, смесь сульфированных моноалкил- и диалкилфенолов, а также алкилтолуола, при следующем соотношении компонентов мас.%:
- Неонол АФ9-6 от 45 до 60%
- Альфа-олефинсульфонат от 7,5 до 15%
- Указанные нефтяные сульфонаты от 7,5 до 13,5%
- Указанная смесь сульфированных моноалкил- и диалкилфенолов, от 7,5 до 13,5%
- Указанный сульфированный алкилтолуол от 7,5 до 13,5%.
В качестве альфа-олефинсульфонатов смесь продуктов с числом углеродных атомов С14 и С16, в качестве указанной смеси сульфированных моноалкил- и диалкилфенолов – смесь продуктов в соотношении 30:70%.
Способ применения состава для повышения нефтеотдачи включает закачку состава в виде водного раствора 0,46 – 1,84% концентрации, причем указанный водный раствор состава закачивают объёмом 0,3-0,5 порового пространства, после чего закачивают водный раствор 0,05-0,15% концентрации полиакриламида степенью гидролиза от 10 до 30%, содержащего от 2 до 7% диэтаноламина, указанный водный раствор полиакриламида закачивают объёмом от 0,1 до 0,3 порового пространства.
Технический результат достигается именно благодаря синергетическому действию смеси АПАВ и НПАВ. Солюбилизация нефти в мицеллы из индивидуальных ПАВ отличается по механизму от процесса, протекающего в смешанных мицеллах. Смесь АПАВ + НПАВ позволяет образовывать более стабильные мицеллы, способные солюбилизировать больше нефти. Для таких смесей главное – достижение синергетического действия обоих видов ПАВ (критическая концентрация мицеллообразования (далее ККМ) смеси снижается сильнее, чем у индивидуальных ПАВ, соответственно солюбилизация – выше). Также в коктейль ПАВ добавляют высшие жирные спирты (эту же роль могут выполнять эфир-альдегидные и сивушные фракции), понижающие ККМ и поверхностное натяжение, увеличивающие сдвиговую и дилатационную вязкость адсорбционных слоёв АПАВ. В результате происходит стабилизация дисперсий в результате образования водородной связи между гидроксильными группами спирта и сульфогруппой АПАВ.
Достижение технического результата обеспечивается не только оптимизацией компонентов состава и способом его применения. Оптимизация компонентов композиции ПАВ способствует образованию смешанных мицелл, способных солюбилизировать как углеводородные, так и полярные гетероатомные компоненты нефти. Способ применения заключается в последовательном нагнетании оторочки композиции ПАВ, после неё – оторочки полимера с добавкой диэтаноламина. Это позволяет обеспечить максимальный отмыв нефти, когда отмывающую функцию композиции ПАВ усиливает проталкивающая оторочка полимера за счет увеличения капиллярного числа, а диэтаноламин, как щелочной агент, десорбирует анионактивные компоненты композиции ПАВ с поверхности горной породы, не вызывая при этом выпадение карбоната кальция. Экспериментально доказано, что именно такая последовательность закачки обеспечивает эффективность технического решения. Таким образом, состав композиции ПАВ и способ его применения объединены одним замыслом и обеспечивают технический результат.
Так, в экспериментах, проводимых в сопоставимых условиях, состав по прототипу, компоненты которого были взяты в максимальной концентрации по формуле изобретения, показал прирост коэффициента вытеснения 9,3%. Состав и способ по предложенному техническому решению привёл к приросту коэффициента вытеснения в аналогичных условиях до 21-22%.
Далее обосновываются диапазоны концентрации компонентов, необходимость и последовательность включения в композицию ПАВ полимера и диэтаноламина.
На фиг. 1 приведен внешний вид системы, включающей водный раствор композиции ПАВ, нефть и другие добавки (опыт на выявление фазового поведения композиции ПАВ в присутствии и в отсутствие полимера марки AN 125). Приведём здесь фотографии III фазы по Винзору, согласно классификации микроэмульсий. А именно фотографии коктейля ПАВ с добавкой полимера и без него. Состав с добавкой ПАА образует 2,6 мл средней фазы, а без добавки ПАА – 5,4 мл (Фиг. 1). Таким образом, становится очевидно, что непосредственно в композицию ПАВ полиакриламид вводить нельзя.
Как можно увидеть из фиг. 1, в присутствии полимера объем средней фазы ниже. Добавки диэтаноламина в композицию ПАВ также негативным образом сказываются на объеме средней фазы микроэмульсии. По этой причине диэтаноламин, присутствие которого тем не менее необходимо (для десорбции адсорбированных ПАВ), добавляется в заключительную вытесняющую оторочку, уже после закачанной в нефтяной пласт композиции ПАВ.
В соответствии с проведенными исследованиями, на фиг. 2 и 3 представлено обоснование концентрации органического щелочного агента без учета адсорбции на поверхности породы коллектора (или образца натурного керна при фильтрационных опытах). Концентрация диэтаноламина не может быть менее 2%, а с учетом адсорбции и прочих потерь – в разы больше – до 5 мас.%. Для максимальной эффективности используемых композиций ПАВ (способность к отмыванию остаточной нефти) величина рН должна быть около 10. На фиг. 2 можно увидеть достижение этого уровня рН при добавках диэтаноламина от 2% и выше.
На фиг. 3 можно увидеть, что, начиная с 2% добавки диэтаноламина, вязкость водной системы вырастает на 20%, что сокращает вязкостную разность нагнетаемого агента заводнения и пластовой нефти – это положительно влияет на характеристику вытеснения и, соответственно, на Квыт. При увеличении содержания диэтаноламина до 5%, вязкость системы вырастает на 25% относительно ситуации, когда отсутствуют добавки органического щелочного агента.
Диэтаноламин, являясь органическим щелочным агентом, во-первых, снижает адсорбцию ПАВ, а во–вторых увеличивает вязкость оторочки реагента для увеличения нефтеотдачи. Однако на поведение или действие самих ПАВ данный щелочной агент играет отрицательно – снижается в 2 раза объем средней фазы микроэмульсии – что уменьшает солюбилизацию и Квыт. По этой причине данный агент необходим, но вносить его нужно не в оторочку ПАВ, а в последующую полимерную доотмывающую нефть оторочку. И это подтверждено фильтрационными экспериментами – без добавок диэтаноламина при проведении фильтрации коктейля ПАВ (при прокачке одинакового объема композиции через одну и ту же пористую среду – составную линейную керновую модель) удаётся достичь только 15,1% прироста Квыт., что почти на 30% ниже опыта с диэтаноламином. Результаты фильтрационных опытов композиции ПАВ оказалась гораздо менее эффективными: прирост Квыт. составил 9,1% и 10,0% (опыты воспроизводились, результаты близкие).
Диапазоны концентраций индивидуальных ПАВ обосновывали по фазовому поведению композиций в системе водный раствор ПАВ/изовискозная нефть. В частности, для описанных далее примерах осуществления изобретения использовалась Холмогорского месторождения (или изовискозная модель синтетической нефти). В таблице 1 представлены данные по объемам средней фазы микроэмульсии после термостатирования в течение 24 часов при пластовой температуре (90°С).
Из данных таблицы 1 можно сделать следующие выводы – смесь ПАВ обеспечивает достаточно большой объем средней фазы микроэмульсии в широком диапазоне соотношений концентраций компонентов. Так соотношение НПАВ/АПАВ может варьироваться в диапазоне 0,4 – 1,9 без значительных изменений объема маловязкой микроэмульсии.
Далее наиболее эффективный диапазон АПАВ суммарно и покомпонентно, согласно претензии формулы изобретения, определен с проведением серии экспериментов, доказывающих как прирост Квыт, так и его превосходство относительно рассмотренного в уровне техники прототипа.
Разработанный состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой темно-желтую вязкую полупрозрачную жидкость с содержанием активного вещества более 90%.
Для приготовления состава композиции ПАВ использовали следующие АПАВ: альфа-олефинсульфонат, сульфированный ароматический экстракт селективной очистки масел, сульфированная смесь моно- и диалкилфенолов, сульфированный алкилтолуол. Альфа-олефинсульфонат является крупнотоннажным нефтехимическим продуктом, а сульфированный ароматический экстракт селективной очистки масел является компонентом прототипа, синтез которого описан в прототипе.
Получение компонентов коктейля не является предметом настоящего изобретения, поэтому принципиально не имеет значения являются ли НПАВ и АПАВ, описанные в настоящем изобретении в рамках компонентного состава, синтезированными или приобретенным сырьем, подверженным дальнейшему смешиванию.
Композицию ПАВ дозируют через БРХ в систему ППД и закачивают в пласт. Дозировка реагента осуществляется в автоматическом режиме в трубопроводы систем поддержания пластового давления (с использованием гребенок типа БГ).
Дозировка реагента осуществляется непрерывно в техническую воду системы ППД в концентрации 0,5 – 2,0%. После закачки 30 – 50% открытого порового объема обрабатываемого участка производится закачка полимерной оторочки с органическим щелочным агентом (30% открытого порового объема).
Концентрация полимера, стабильного в пластовых условиях целевого объекта, может составлять 0,05 – 0,30%, а диэтаноламина 5,0 ± 2,0%). Полимерный раствор готовится на устье скважины в ёмкости, снабженной перемешивающим устройством.
Последовательность технологических операций следующая:
1. Заблаговременная технологическая остановка нагнетательной скважины (на срок от 12 до 48 часов);
2. Установка БРХ на технологическую линию системы ППД в БГ.
3. Растворение химических реагентов производится с помощью механического перемешивания электрическими мешалками. Композиция ПАВ загружается в емкости сверху через горловины. Для приготовления растворов химреагентов используется вода системы ППД (минерализация не более 35 г/л). Допускается использование пресной воды.
4. После закачки композиции ПАВ, ее продавливают композицию ПАВ в пласт технической водой системы ППД (объем буферной оторочки воды составляет 5 – 30 м3).
5. На последней стадии закачивают полимерную оторочку с диэтаноламином.
Настоящее изобретение подтверждается рядом примеров, подтверждающих осуществимость изобретения. В таблице 2 приведены сравнительные результаты фильтрационных исследований предлагаемых композиций ПАВ, в том числе, в сравнении с прототипом.
В примерах 1-8 общая концентрация ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения 1,84 %.
Пример 1
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 10% |
| Э-1-С-1,5 | 10% |
| АФ-2-С-1 | 10% |
| АБ-1-С-2 | 10% |
| Неонол АФ9-6 | 60% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 44,21, по нефти 13,97, по воде до ПАВ 3,15, по воде после ПАВ 3,37.
Прирост К выт = 12,5.
Пример 2
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 11,0% |
| Э-1-С-1,5 (ПАВ-1) | 10,0% |
| АФ-2-С-1 (ПАВ 2) | 10,0% |
| АБ-1-С-2 (ПАВ 3) | 10,0% |
| Неонол АФ9-6 (НПАВ) | 59,0% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 54,43, по нефти 14,67, по воде до ПАВ 2,54, по воде после ПАВ 2,91.
Прирост К выт = 22,0.
Пример 3
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 11% |
| Э-1-С-1,5 | 10% |
| АФ-2-С-1 | 10% |
| АБ-1-С-2 | 10% |
| Неонол АФ9-6 | 59% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 81,63, по нефти 30,01, по воде до ПАВ 3,97, по воде после ПАВ 3,19.
Прирост К выт = 21,2.
Пример 4
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 11% |
| Э-1-С-1,5 | 10% |
| АФ-2-С-1 | 10% |
| АБ-1-С-2 | 10% |
| Неонол АФ9-6 | 59% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 81,63, по нефти 27,59, по воде до ПАВ 5,23, по воде после ПАВ 5,42.
Прирост К выт = 12,8.
Пример 5
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 11% |
| Э-1-С-1,5 | 10% |
| АФ-2-С-1 | 10% |
| АБ-1-С-2 | 10% |
| Неонол АФ9-6 | 59% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 49,11, по нефти 13,43, по воде до ПАВ 3,11, по воде после ПАВ 2,96.
Прирост К выт = 9,6.
Пример 6
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 10% |
| Э-1-С-1,5 | 10% |
| АФ-2-С-1 | 10% |
| АБ-1-С-2 | 10% |
| Неонол АФ9-6 | 60% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 44,21, по нефти 11,58, по воде до ПАВ 2,07, по воде после ПАВ 2,22.
Прирост К выт = 10,5.
Пример 7
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 11% |
| Э-1-С-1,5 | 10% |
| АФ-2-С-1 | 10% |
| АБ-1-С-2 | 10% |
| Неонол АФ9-6 | 59% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 81,63, по нефти 26,68, по воде до ПАВ 5,07, по воде после ПАВ 5,15.
Прирост К выт = 15,1.
Пример 8. Сравнительный. Согласно прототипу
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| Э-1-С-1,5 | 1,490% |
| Неонол АФ9-6 | 2,290% |
| КОРБС | 0,840% |
| AN 125 | 0,087% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 81,63, по нефти 29,84, по воде до ПАВ 4,02, по воде после ПАВ 4,69.
Прирост К выт = 9,3.
В примерах 9-11 общая концентрация ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения 0,92%.
Пример 9
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 11% |
| Э-1-С-1,5 | 10% |
| АФ-2-С-1 | 10% |
| АБ-1-С-2 | 10% |
| Неонол АФ9-6 | 59% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 81,63, по нефти 26,39, по воде до ПАВ 5,09, по воде после ПАВ 5,26.
Прирост К выт = 14,6.
Пример 10
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 10% |
| Э-1-С-1,5 | 10% |
| АФ-2-С-1 | 10% |
| АБ-1-С-2 | 10% |
| Неонол АФ9-6 | 60% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 44,21, по нефти 13,07, по воде до ПАВ 2,31, по воде после ПАВ 2,91.
Прирост К выт = 8,3.
Пример 11
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 15,0% |
| Э-1-С-1,5 | 13,5% |
| АФ-2-С-1 | 13,5% |
| АБ-1-С-2 | 13,5% |
| Неонол АФ9-6 | 45,0% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 54,21, по нефти 13,93, по воде до ПАВ 2,46, по воде после ПАВ 2,19.
Прирост К выт = 11,1.
В примере 12 Общая концентрация ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения 0,46 %.
Пример 12
Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:
| АОС | 11% |
| Э-1-С-1,5 | 10% |
| АФ-2-С-1 | 10% |
| АБ-1-С-2 | 10% |
| Неонол АФ9-6 | 59% |
Характеристики проницаемости керна:
Проницаемость (*10-3 мкм2) по газу 54,21, по нефти 14,58, по воде до ПАВ 2,69, по воде после ПАВ 2,93.
Прирост К выт = 6,6.
Таблица 2. – Результаты фильтрационного тестирования композиций ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения.
| № состава | Компоненты состава | Сод. по товарн. форме, масс. % | Проницаемость, ·10 -3 мкм 2 | Коэффициент вытеснения | |||||
| по газу | по нефти | по воде | базовый | после закачки ПАВ | прирост К выт | ||||
| до ПАВ | после ПАВ | ||||||||
| Общая концентрация ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения 1,84 % | |||||||||
| 1 | АОС | 10 | 44,21 | 13,97 | 3,15 | 3,37 | 0,510 | 0,635 | 12,5 |
| Э-1-С-1,5 | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 10 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 60 | ||||||||
| 2 | АОС | 11 | 54,43 | 14,67 | 2,54 | 2,91 | 0,484 | 0,704 | 22,0 |
| Э-1-С-1,5 (ПАВ-1) | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 (ПАВ 2) | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 (ПАВ 3) | 10 | ||||||||
| Неонол АФ9-6 (НПАВ) | 59 | ||||||||
| 3 | АОС | 11 | 81,63 | 30,01 | 3,97 | 3,19 | 0,635 | 0,847 | 21,2 |
| Э-1-С-1,5 | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 10 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 59 | ||||||||
| 4 | АОС | 11 | 81,63 | 27,59 | 5,23 | 5,42 | 0,596 | 0,724 | 12,8 |
| Э-1-С-1,5 | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 10 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 59 | ||||||||
| 5 | АОС | 11 | 49,11 | 13,43 | 3,11 | 2,96 | 0,479 | 0,575 | 9,6 |
| Э-1-С-1,5 | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 10 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 59 | ||||||||
| 6 | АОС | 10 | 44,21 | 11,58 | 2,07 | 2,22 | 0,525 | 0,630 | 10,5 |
| Э-1-С-1,5 | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 10 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 60 | ||||||||
| 7 | АОС | 11 | 81,63 | 26,68 | 5,07 | 5,15 | 0,544 | 0,695 | 15,1 |
| Э-1-С-1,5 | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 10 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 59 | ||||||||
|
8
(сравн.; прототип) |
Э-1-С-1,5 | 1,490 | 81,63 | 29,84 | 4,02 | 4,69 | 0,516 | 0,609 | 9,3 |
| Неонол АФ 9 -6 | 2,290 | ||||||||
| КОРБС | 0,840 | ||||||||
| AN 125 | 0,087 | ||||||||
| Общая концентрация ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения 0,92 % | |||||||||
| 9 | АОС | 11 | 81,63 | 26,39 | 5,09 | 5,26 | 0,574 | 0,720 | 14,6 |
| Э-1-С-1,5 | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 10 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 59 | ||||||||
| 10 | АОС | 10 | 44,21 | 13,07 | 2,31 | 2,91 | 0,512 | 0,595 | 8,3 |
| Э-1-С-1,5 | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 10 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 60 | ||||||||
| 11 | АОС | 15 | 54,21 | 13,93 | 2,46 | 2,19 | 0,532 | 0,643 | 11,1 |
| Э-1-С-1,5 | 13,5 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 13,5 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 13,5 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 45,0 | ||||||||
| Общая концентрация ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения 0,46 % | |||||||||
| 12 | АОС | 11 | 54,21 | 14,58 | 2,69 | 2,93 | 0,492 | 0,558 | 6,6 |
| Э-1-С-1,5 | 10 | ||||||||
| АФ-2-С-1 | 10 | ||||||||
| АБ-1-С-2 | 10 | ||||||||
| Неонол АФ 9 -6 | 59 | ||||||||
Claims (6)
1. Состав для повышения нефтеотдачи, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - Неонол и анионогенное поверхностно-активное вещество АПАВ - нефтяные сульфонаты, отличающийся тем, что содержит Неонол АФ9-6 и дополнительно в качестве АПАВ смесь альфа-олефинсульфонатов с числом углеродных атомов С14 и С16, смесь сульфированных моноалкилфенола и диалкилфенола в массовом соотношении 30:70 и сульфированный алкилтолуол при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Способ применения состава для повышения нефтеотдачи, включающий закачку оторочки водного раствора состава для повышения нефтеотдачи, отличающийся тем, что закачивают оторочку водного раствора 0,46-1,84%-ной концентрации состава по п. 1 объѐмом 0,3-0,5 объема открытого порового пространства, после чего закачивают водный раствор, содержащий 0,05-0,15 мас.% полиакриламида со степенью гидролиза от 10 до 30% и 2-7 мас.% диэтаноламина, объѐмом от 0,1 до 0,3 объема открытого порового пространства.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что для приготовления водного раствора состава по п. 1 и водного раствора, содержащего полиакриламид и диэтаноламин, используют воду пресную или со степенью минерализации до 35 г/л.
4. Способ по п. 2, отличающийся тем, что оторочку водного раствора состава по п. 1 продавливают оторочкой воды.
5. Способ по п. 2, отличающийся тем, что дозировку водного раствора, содержащего полиакриламид и диэтаноламин, осуществляют в автоматическом режиме в трубопроводы систем поддержания пластового давления.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2023/050145 WO2024005670A1 (ru) | 2022-07-01 | 2023-06-09 | Состав для повышения нефтеотдачи пласта и способ его применения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2800175C1 true RU2800175C1 (ru) | 2023-07-19 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2065946C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Композиция для повышения нефтеотдачи пласта |
| RU2065947C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| WO2004101473A2 (en) * | 2004-07-15 | 2004-11-25 | Chevron Oronite Company Llc | Under-neutralized alkylxylene sulfonic acid composition for enhanced oil recovery processes |
| RU2367792C2 (ru) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
| WO2010021858A1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-02-25 | Chemtura Corporation | Enhanced oil recovery using sulfonate mixtures |
| RU2612773C1 (ru) * | 2015-12-16 | 2017-03-13 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Состав для повышения нефтеотдачи пласта |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2065946C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Композиция для повышения нефтеотдачи пласта |
| RU2065947C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| WO2004101473A2 (en) * | 2004-07-15 | 2004-11-25 | Chevron Oronite Company Llc | Under-neutralized alkylxylene sulfonic acid composition for enhanced oil recovery processes |
| RU2367792C2 (ru) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
| WO2010021858A1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-02-25 | Chemtura Corporation | Enhanced oil recovery using sulfonate mixtures |
| RU2612773C1 (ru) * | 2015-12-16 | 2017-03-13 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Состав для повышения нефтеотдачи пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SU1419527A3 (ru) | Способ извлечени нефти из нефтеносных подземных пластов | |
| US9783729B2 (en) | Alkoxy carboxylate surfactants | |
| US3307628A (en) | Process for secondary recovery of petroleum using stabilized microemulsions | |
| US10876038B2 (en) | Short hydrophobe anionic surfactants | |
| US9441148B2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery | |
| HU191239B (en) | Method for gaining oil from underground sites by emulsion flushing | |
| CN102858908A (zh) | 聚羧酸化物表面活性剂混合物在微乳液驱油中的用途 | |
| BR112020020356A2 (pt) | Método para deslocar um material de hidrocarboneto em contato com um material sólido, método para reduzir a viscosidade de um material de hidrocarboneto, método de transporte de um material de hidrocarboneto através de uma tubulação, método para deslocar um petróleo não refinado de um reservatório de petróleo, método de conversão de um ácido de petróleo não refinado em um tensoativo, método para deslocar um material betuminoso em contato com um material sólido, método de conversão de um ácido de um material betuminoso em um tensoativo, método para reduzir a viscosidade de um material betuminoso e método de transporte de um material betuminoso através de uma tubulação | |
| WO2013159027A1 (en) | Short hydrophobe surfactants | |
| CN1009671B (zh) | 用于油回收的胶束剂 | |
| CN102140909A (zh) | 一种稠油乳化降粘的方法 | |
| US4269271A (en) | Emulsion oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| EP0181915A1 (en) | SURFACE ACTIVE COMPOSITIONS FOR DAMPFFLUX. | |
| US20160215200A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| CN104818008B (zh) | 一种阴离子表面活性剂复配体系形成的囊泡驱油剂及应用 | |
| Sharifi et al. | A holistic review of harsh conditions resistant surfactants for enhanced oil recovery in dense carbonate reservoir | |
| RU2800175C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пласта и способ его применения | |
| GB2138866A (en) | Micellar slug for oil recovery | |
| US5114599A (en) | Use of lignin/amine/surfactant blends in enhanced oil recovery | |
| CN104449630A (zh) | 一种采油用表面活性剂组合物及其制备方法 | |
| CN103347976A (zh) | 用于从含原油地层强化烃采收的方法和组合物 | |
| CN106590578A (zh) | 中等矿化度油藏驱油用复合型表面活性剂组合物 | |
| CA1136839A (en) | Oil displacement enhanced by lyothropic liquid crystals in highly saline media | |
| WO2024005670A1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пласта и способ его применения |