SU1419527A3

SU1419527A3 - Способ извлечени нефти из нефтеносных подземных пластов

Info

Publication number: SU1419527A3
Application number: SU843728544A
Authority: SU
Inventors: Укигаи Тосиюки; Хагивара Масааки; Ямада Дзунити
Original assignee: Лион Корпорейшн (Фирма)
Priority date: 1983-04-04
Filing date: 1984-04-03
Publication date: 1988-08-23
Also published as: JPS59185286A; GB2137676A; US4544033A; GB8407358D0; CA1202561A; GB2137676B; JPH0331874B2

Abstract

Изобретение относитс к нефтедобывающей пром-ти и предназначено дл мицелл рного вытеснени нефти из пласт .. Цель изобретени - повьшение извлечени нефти. Бур т по крайней мере одну нагнетательную скважину, одну добывающую. Производ т нагнетание через нагнетательную скважину в две стадии двух инжектируемых жидкостей. Добычу ведут через добывающие скважины . В первую стадию нагнетают жидкость , состо щую нз сульфоната оле- фина с внутренней ненасыщенной св зью, имеющего 10-26 атомов углерода и содержащего 20 мас,% (или меньгае) ди- сульфоната, вспомогательного поверхностно-активного вещества (ПАВ) и рассола с 1-12 мае .% неорганических солей, и имеющую в зкость при 71 С 1-16 сП.Инжектируема жидкость содержит компоненты при их следующем соотношений , мае. %: сульфонат 1-30, вспомогательное ПАВ 0,1-20; рассол 1-12 мас.% неорганических солей 50- 98,9. Во вторую стадию нагнетают водный раствор полимера с более высокой в зкостью, чем в зкость жидкости , нагнетаемой в первую стадию. Сульфонат олефина получают путем сульфировани внутренних олефинОв с внутренней ненасыщенной св зью, содержащих в качестве главного составл ющего моноолефин типа винилена с 10-26 атомами углерода, имеющий общую формулу R-CH CH-R , где R и R независимо вл ютс радикалами насыщенных углеводородов с пр мой или разветвленной цепью с 1 (или больше) атомом углерода при общем кол-ве атомов углерода R и R 8-24, с последующей нейтрализацией сульфированных продуктов соответствующими основани ми , а затем, необ зательно , гидролизом нейтрализованных продуктов. В качестве вспомогательного используют вещество общей формулы (CHiC;H70)n Н, где п- 0-4; R - алкильна или алкенильна группа, имеюща 3-8 атомов углерода, когда , или R - алкильна , алкенильна , фенильна или алкилфенильна группа, имеюща 6-15 атомов углерода, когда п 0. Первую инжектируемую жидкость готов т путем перемешивани компонентов со скоростью 100 об/мин в течение 10 мин при . Вторую инжектируемую жидкость готов т путем растворени 1500 ррм ксантановой смолы в рассоле. 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

Description

Нтобретрние относитс к нефтедо- Рываюшей прг мьпи.пкнности, в частности к мнцелл ркому вытеснению нефти из пласта.

Цель изобретени - повышение извлечени нефти.

Первые HarHeTaRNfbie жидкости, используемые в предлагаемом способе извлечени нефти, в качестве основ- |Ньгх составл ющих содержат сульфонаты олефинов с внутренней ненасыщенной св зью (сульфонаты внутренних олефи- нов) с 10-26 атомами углерода, 20 мае Д или менее дисульфоната и со-ПАВ.

В качестве сульфонатов внутренних олефинов обычно примен ютс сульфонаты , полученные путем сульфировани внутренних олефинов, содержапщх в качестве главной составл ющей монооле- фин типа винилена с 10-26 атомами углерода, желательно 12-24 атомов углерода , и имеющие общую формулу

R - СН СН - R ,

где R и R - независимо один от другого радикалы насьш1енных углеводородов с пр мой или разветвленной цепью имеющие один или более атомов углерода , причем общее количество атомов углерода R и R составл ет 8-24, желательно 10-22, и не об зательно содержащий около 33 мас.% (около третьей части олефинов) или менее моно- олефины тризамещенного типа, с последующей нейтрализацией сульфированных продуктов соответствующими щелочами и не об зательно с гидролизом нейтрализованных продуктов.

Полученные .таким образом сульфонаты внутренних олефинов и обычно содержат пр имерно 10-60 мас.% алкенил- сульфонатов, имеющих-двойную св зь, и примерно 90-40 мас.% гидроксиалкан сульфонатов, а также содержат около 80 мас.% или более моносульфонатов и около 20 мас.% или менее дисульфонатов .

Кроме того, сульфонаты внутренних олефинов, имеющие отличный от описанного состав, могут быть получены путем соответствующего подбора условий сульфировани и гидролиза. Увеличение числа углеродных атомов внутреннего олефина приводит к росту в ком позиционном соотношении дисульфоната

Содержание дисульфоната в сульфо- натах внутренних олефинов, должно

0

5

0

5

0

5

0

5

0

5

быть около 20 мае ,7, или М(ньше. При содержании дисульфоната более 20 мас.% поверхностное нат жение на границе раздела нефть - вода не понижаетс при нагнетании первой инжектируемой жидкости и поэтому эффективность извлечени нефти уменьщаетс из-за относительно большого поверхностного нат жени на границе раздела микроэмуль- сии, образованной в подземном пласте. Таким образом, небольшое количество дисульфоната в сульфонатах внутренних олефинов повьщ1ает устойчивость к засолению и сопротивление к изменению концентрации соли в пластовой воде, нарушению способности сульфонатов внутреннего олефина, и к снижению поверхностного нат жени на границе раздела. В соответствии с этим содержание дисульфонатов в сульфонатах внутренних олефинов предпочтительно составл ет примерно 0,5-15 мас.%, более предпочтительно примерно 1- 12 мас.%.

Сульфонаты внутренних олефинов могут представл ть собой соли щелочных металлов , соли щелочйо-земельных металлов , их аммонийные соли и соли органических аминов. Желательными противо - катионами вл ютс Na, К, Mg, NH и алканоламмоний.

Примерами сульфонатов внутренних олефинов, пригодных дл использовани в изобретении, вл ютс сульфонат внутреннего олефина, имеющий 12, 13, 14, 15. 16, 17, 18, 20, 22, 24, 12-16, 13-15, 14-16, 14-18, 15-18, 16-18, 16-20, 18-20 и 20-24 атомов углерода. Эти сульфонаты внутренних олефинов могут Примен тьс сами по себе или в смеси в любом сочетании.

Количество сульфонатов внутренних олефинов, содержащеес в первой инжектируемой жидкости, в предпочтительном варианте составл ет около 1-30 мас.%, более предпочтительно 3-25 мас.%. Содержание сульфоната внутреннего олефина менее примерно 1 мас.% не обеспечит .образовани большого количества целевой микроэмульсии в подземных пластах из-за разбавлени пластовой водой. Это снижает степень извлечени нефти из-за недостаточного роста перемещающихс нефт ных зон в подземных пластах. И, наоборот, при содержании сульфо- ната внутреннего опефина примерно более 30мас.% процесс становитс

u

неэкономичным из-за увеличени затрат на сульфонат внутреннего олефи- на, хот требуемые перемещающиес нефт ные зоны при этом легко образуютс в подземных пластах.

Первые инжектируемые жидкости в качестве основного составл ющего также содержат вспомогательное ПАВ (со-ПАВ). Эти СО-ПАВ вместе с суль- фонатами внутренних олефинов образуют требуемые микроэмульсии в подземных пластах. Со-ПАВ, пригодные дл использовани в изобретении, имеют спиртовую гидроксильную группу.

Желательными со-ПАВ вл ютс спирты , имеющие общую формулу

(CHjCH O)n Н,

где п - число от О до примерно 4; алкильна или алкенильна группа, имеюща 3-8 атомов углерода , когда , и алкильна , алкенильна , фенильна или апкилфениль- на группа, имеюща 6-15 атомов углерода , когда . Алифатические группы R могут представл ть собой группы с пр мой цепью или с разветвленной цепью.

Примерами таких спиртов вл ютс бутанолы, пентанолы, гексанолы, 2-этилгексанол или другие октанолы, гексилэфиры полиоксиэтилена (), децилэфиры полиоксиэтилена Сп« 2), тридецилэфиры полиоксиэтилена (), бутнлфеиилэфиры полиоксиэтилена (п-2), нонилфенилэфиры полиоксиэтилена () и додецилфенилэфиры полиоксиэтилена ().

Первые инжектируемые жидкости могут содержать примерно 0,1-20 мае .% со-ПАВ. Однако предпочтительна концентраци со-ПАВ в первых инжектируемых жидкост х находитс в диапа- .зоне примерно 1-10 мас.% с точки зрени образовани эмульсий и снижени поверхностного нат жени на границе раздела.

Поскольку первые инспектируемые жидкости в качестве ПАВ содержат сульфонаты внутренних олефинов, об- ладак цих превосходной устойчивостью в засоленной и жесткой .воде, дл приготовлени первых нагнетаемых жидкостей могут примен тьс любые водные среды, включа м гкую и жесткую воду и рассолы с высокой концентрацией солей. К приперу, можно .легко исполь27

зовать дождевую,речную,озерную,пластовую и морскую воду. В отношении к устой-, чивости в жесткой воде может примен тьс рассол, содержащий большое кол1тчество ионов многовалентного металла (например, около 5000 ррм иона Mg, т.е. около 2,6 мас.% в расчете на MgSO). Кроме того, может использоватьс вода (или рассол), содержащий примерно 10 мас.% солей щелочного металла (независимо от типа солей щелочного металла). В частности, когда кроме сульфонатов внутренних олефинов в первой инжектируемой жидкости содержатс другие ПАВ или когда выбирают соответствующие со-ПАВ, то может использоватьс рассол с концентрацией соли щелочного металла около 15 мас.Х.

Таким образом, вода (или рассол) , примен ема дл образовани первых инжектируемых жидкостей, может содержать примерно 0-15 мас.%, в предпочтительном варианте примерно 0,5 12 мас.% и в наиболее предпочтительном варианте примерно 1-10 мас.% неорганических солей. Типичными примерами солей, содержащихс в воде (или рассоле), вл ютс

NaCl, КС1, и K2S04. Например, морска вода содержит около 3,5 мас.% неорганических солей, включа около 1600 ррм, в расчете на ион Mg, ионов двухвалентного металла.Така концентраци соли находитс в пределах предпочтительного диапазона концентраций солей в воде,используемой в предлагаемом способе.

Первые инжектируемые жидкости в необ зательном пор дке могут содержать другие вспомогательные ПАВ вместе с сульфонатами внутренних олефинов . Примерами таких вспомогательных ПАВ вл ютс анионные ПАВ и неионные ПАВ, например нефт ные сульфонаты, алкилбензольные сульфонаты, полиокси- этилеиалкилэфирсульфаты, диалкилсуль- фосукцинаты, альфа-олефиновые сульфонаты , парафиновые сульфонаты, мыла, этоксилаты высших спиртов, этоксилаты , алкилфенолы, эфиры многоатомных спиртов и жирных кислот, алкилоамиды жирных кислот и амиды полипксиэтиле- на и жирной кислоты.

Кроме того, в необ зательном по

р дке могут примен тьс обычные загружающие вещества в качестве добавки В первзпо инжектируеьгую жидкость, поскольку в зкость этой жидкости от51

нпсительно мала. Примерами таких загружающих веществ служат водорастворимые полимерные вещества, используемые во вторых предлагаемых инжектируемых жидкост х и перечисл емые ниже . Дл этой цели также может добавл тьс небольшое количество масла (или нефти) к первой инжектируемой жидкости.

Вторые инжектируемые жидкости, нагнетаемые в подземный апаст вслед за первыми инжектируемыми-жидкост ми представл ют собой водный полимерный раствор, имеющий более высокую в зкость , чем в зкость первых инжектируемых жидкостей. Водорастворимые полимерные вещест ва, используемые в качестве второй инжектируемой жидкости , вл ютс либо натуральными, либо синтетическими веществами. Примерами таких водорастворимых полимерных веществ вл ютс гетерополисаха- риды, образуемые микробами, конденсаты нафталенсульфокислота - формальдегид , полиакриламиды, полиакри- латы, гидроксиэтилцеллюлозы и карб- оксиметилцеллюлозы. Концентраци водорастворимых полимерных веществ во вторых инжектируемых жидкост х выбираетс в зависимости от, например, в зкости первых и инжектируемых жидкостей и от типов и молекул рной массы водорастворимых полимерных веществ. Приемлема концентраци составл ет примерно 0,01-1 мас.%.

Согласно предлагаемому способу нефть из подземных пластов извлекают например, нагнета первую инжектируемую жидкость в по крайней мере одну нагнетательную скважину, и затем вторую инжектируемую жидкость в ту же самую скйажину дл извлечени нефти из по крайней мере одной продуктивной скважины. Приемлемое количество первой инжектируемой жидкости, нагнетаемой в нагнетательную скважину, составл ет примерно 3-25% от объема пор подземных пластов.

В соответствии с предлагаемым способом в подземных пластах образуютс никроэмульсии и поэтому в качестве первой инжектируемой жидкости могут приме- м тьс водные растворы ПАВ, не содержащие значительных количеств нефти . В соответствии способ извлечени нефти обладает экономическими преимуществами благодар тому, что не требуетс добавл ть нефть в подземный

276

пласт. Кроме того, предлагаемый способ принадлежит к способам мицелл р- ного вытеснени и использует в каче- стве ПАВ сульфонаты вн тренних олефи- нов, про вл ющих устойчивость к сол м и в жесткой воде и образующих требуемые микроэмульсии,которые имеют очень низкое поверхностное нат жение на границе раздела и вытесн ют нефть из под- земных пластов.

В результате легко используютс как м гка вода, морска вопа. т к и пластова вода с высокой концентрацией солей. Микроэмульсии, образованные в подземных пластах, не подвергаютс существенным вредным воздействи м со стороны неорганических солей, присутствующих в пластовой воде. Способ мицелл рного вытеснени может легко примен тьс дл подземных пластов, содержащих как малов зкую нефть, так и высоков зкую нефть. Может достигатьс высока степень извлечени нефти, поскольку в подземных пластах поддерживаютс устойчивые микроэмульсии.

Пример 1. В химическом стакане приготовили навеску первой инжектируемой жидкости, состо щую из 6,0% натриевых сульфонатов С,у-С внутренних олефинов (т.е. ,, YOS - Na) с содержанием дисульфона- та (DS) 8% в расчете на эффективную

составл ющую в качестве ПАВ; 3,0% амилового спирта в качестве вспомогательного ПАВ (СО-ПАВ) и 91% водного раствора хлорида натрн , содержащего 5% хлорида натри , растворенного в деминерализованной воде, в качестве рассола. Полученную смесь перемешивали со скоростью 100 об/мин при 25°С,

Вторую инжектируемую жидкость получили путем растворени 1500 ррм (0,15%) ксантановой смолы в рассоле.

Дл оценки способности к образованию микроэмульсии образца в колонке грунта (керне) провели опыт с использованием керна песчаника из Бери (Ве- геа) размером 3,8 см в диаметре и 7 см в длину, имеющего проницаемость около 500 мД (миллидарси) и пористость около 20%.

Керн, тщательно насыщенный рассолом , установили в держатель, а затем в керн под давлением нагнетали мазут с расходом 6 до тех пор, пока не перестал выходить рассол. За

. 7

тем под давлением нагнетали рассол с таким же расходом по способу вытеснени водой до тех пор, пока содержание мазута в выход щем потоке стало менее 0,1%. Таким образом извлекли мазут из керна.

После способа вытеснени водой в керн под давлением нагнетали первую инжектируемую жидкость с расходом 0,1 в количестве 15% от объема пор, а затем под давлением нагнетали вторую инжектируемую жидкость с. расходом 0,1 смЗ/мин в количестве 100% от объема пор. После нагнетани первой и второй жидкости и после выдержки получили 15 см жидкости в качестве пеового отход щего потока. В результате получили чистую (или прозрачную) микроэмульсию.

Пример 2.В химическом стакане приготовили навеску первой инжектируемой жидкости, состо щую из 6,0 C,j-Cp YOS-Na с содержанием DS 8Z в расчете на эффективную составл ющую в качестве ПАВ; 3,0% амилового спирта в качестве вспомогательного ПАВ и 91% водного раствора хлорида натри , содержащего 5% хлорида натри , растворенного в деминерализованной воде, в качестве рассола. Полученную смесь перемещивали со скоростью 100 об/мин в течение 10 мин при , YDS с разными содержани ми DS готовили путем изменени мол рного соотношени исходных внутренних олефинов и SO. в реакции сульфировани .

Вторую инжектируемую жидкость приготовили путем растворени 1500 ррм ксантановой смолы в рассоле.

Способность к образованию микроэмульсий , способность полученных микроэмульсий к снижению поверхностного нат жени иа границе раздела и эффективность при извлечении нефти Первых инжектируемых жидкостей оценили следующим образом.

t

Способность к образованию микроэмульсий определ ли визуальным способом при смешении образца и нефти в соотношении 5/3 и обозначали О, если эмульси образовывалась, и X, если эмульси не образовывалась. Поверхностные нат жени измер ли тен зиометром типа вращающейс капли при 71 С в соответствующим образом разбавленной системе.

-

19527®

Опыты по извлечению нефти проводили с использованием керна из песчаника Бери, имеющего размер 3,8 см в ди

с аметре и 28 см в длину и проницаемость около 00 мД, а пористость около 20%, следующим образом.

Керн, тщательно насыщенный рассолом , устанавливали в держателе, а

10 затем в керн под давлением нагнетали мазут с расходом 6 см /мин до тех пор, пока не переставал выходить рассол. Затем под давлением нагнетали рассол с тем же расходом по спосо15 бу вытеснени водой до тех пор, пока содержание мазута в отход щем потоке не становилось менее 0,1%. Таким образом извлекли мазут.

После способа вытеснени водой

20 осуществили способ мицелл рного вытеснени , дл чего держатель керна и микроэмульсии помещали в ванну с посто нной температурой 71 С. Вначале под давлением нагнетали первые

25 инжектируемые жидкости в керн с расходом 2 фута/сут (61 см/сут)в количестве 152 от объема пор, затем под давлением в керн нагнетали вторую инжектируемую жидкость с расходом

30 2 фута/сут (61 см/сут) в количестве 100% от объема пор и, наконец, в керн под давлением нагнетали рассол с расходом 2 фута/сут (61 см/сут) в количестве 100% от объема пор. Таким об35 разом извлекли нефть. Эффективность нзвлечени нефти определ ли путем измерени количества воды в керне после исследовани аэеотропным толуоловым способом.

40 Результаты исследований приведены в табл. 1.

В табл. 1 образец 1 представл ет собой предлагаемый пример, а образцы 2 и 3 - сравнительные. Образец 2 полу45 чей таким же образом, что и образец I, за исключением того, что ПАВ в данном случае не примен ли и в керн нагнетали этот образец в количестве 20% от объема пор (т.е. первую инжек50 тируемую жидкость). Образец 3 приготовили с использованием компонентов, перечисленных в табл. 1, дл образовани микроэмульсии. Эту микроэмульсию нагиетали в качестве первой инgg жектируемой жидкости в керн под давлением в количестве 10% от объема пор.

Как следует из результатов, приве- деииых в табл. I, при использовании

оРраэца 1 достигаетс более высока эффективность извлечени нефти, чем при использовании образца 2, и сравнима с образцом 3 (т.е. с микроэмульсией ). Таким образом, поскольку в подземный пласт не вводитс нефть, предлагаемый способ вл етс экономичным .

Пример З.В химическом ста- кане приготовили различные первые инжектируемые жидкости путем внесени в него 6,0% YOS-Na с разными содержани ми DS в эффективном компоненте в качестве ПАВ, 3,OZ ами- лового спирта в качестве вспомогательного ПАВ и 91% водного раствора хлорида натри , содержащего 5 хлорида натри , растворенного в деминерализованной воде в качестве рассола. Получен- ную смесь перемешивали со скоростью 100 об/мин в течение 10 мин при .

Способность к образованию микро- змульсии, способность полученных , эмульсий к снижению поверхностного

нат жени на границе раздела и эффективности при извлечении нефти первых инжектируемых жидкостей оценили тем. же способом, что и в примере 2. Результаты приведены в табл. 2.

Пример А.В химическом ста- кане приготовили различные первые инжектируемые жидкости внесени в него 6,055 С С „ YOS-Na, Со-С, YOS-Mg или Cjg-Cjj YOS-K в качестве ПАВ, 3,OZ амилового спирта и 9IZ рассола, содержащего заданное количество хлорида натри или смеси хлорида натри с хлоридом кальци или хлоридом магни . Получеииую смесь перемешивали со скоростью 100 об/мин I при .

Вторую инжектируемую жидкость приг готовили путем раствореии 1500 ррм ксаитановой смолы в рассоле.

Способность к образованию микро- эмульсий, способность к снижению поверхностного нат жени иа границе раздела полученных микроэмульсий и степень извлечени нефти при исполь- зоваиии первых инжектируемых жидкое- тей оценили таким образом, что и в примере 2.

Полученные результаты приведены в табл. 3.

Claims

1.Способ извлечени нефти из нефтеносных подземных пластов, в которых пробурены по крайней мере одна нагнетательна и одна добывающа скважины, путем нагнетани через нагнетательную скважину в две стадни двух инжектируемых жидкостей и добьпи нефти через добывающую скважииу, о т л и ч а ю- щ и и с тем, что, с целью повьше- ни извлечени нефти, в первую стадию нагнетают в пласт первую инжектируемую жидкость, состо щую из сульфоната олефина с внутренней ненасыщенной св зью, имеющего 10-26 атомов углерода и содержащего 20 час.Z или меньше дисульфоната, вспомогательного ПАВ

и рассола, содержащего 1-12 мас.Х неорганических солей, имеющую в зкост при 1-16 сП, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Указанный сульфонат олефина с внутренней ненасыщенной св зью 1-30 Вспомогательное ПАВ 0,1-20 Рассол, содержащий 1-12 мас.% неорганических солей50-98,9, а во вторую стадию нагнетают водный, раствор полимера с более высокой в зкостью, чем в зкость жидкости, нагнетаемой в пласт в первую стадию.

2.Способ по п. 1, отличающийс тем, что сульфонат оле- фииа с внутренней ненасыщенной св зью получают путем сульфировани олефи- иов с внутренней ненасыщенной св зью, содержащих в качестве главного составл ющего моноолефин виниленового типа, содержащий 10-26 атомов углерода и имеющий общую формулу

R-CH-CH-R ,

где R и R - независимо один от друт- гого радикалы насьпцен- иых углеводородов с пр мой или разветвленной цепью с одним или боль- щим количеством атомов углерода при общем количестве атомов углерода в радикалах 8-24,

с последующей нейтрализацией сульфированных продуктов соответствующими осиоваии ми, а затем не об зательно

141952712

гидроличом неГп рализонанных продук- где п - число от О до пр|тмерно А;

тов .

3. Способ по п. I, отличающий с тем, что в качестве вспомогательного ПАВ инжектируема жидкость содержит вещество общей формулы

R 0()n Н,

R алкильиа или алкенильна группа, имеюща 3-8 атомов углерода, когда п О, или R - алкнльнз , алкенильна , фенильиа или алкилфениль- на группа, имеюща 6-15 атомов углерода , когда п 0.

X - сравиительный пример;

X - определено после соответствуидего разбавлени с помощью тензометра типа вращаюшейс капли.

Таблица 1

Сульфонат внутреннего олефина С,-СрYOS-NaСtj-Cf7YOS-Na

Содержание дисульфоната, Z к эффективному компоненту

Микроэмульсии

Межфазиое напр жение, X 10 дин/см

Извлечение нефти, Z

В зкость инжектируемой жидкости при , сП

В зкость жидкой ксантановой смолы (1500 ррм 57 раствора NaCl) при , сП

Характ

1

О.

С„-С„ IM-lto

I

0,5

твгтлт , ж 1(Г от/см

«1МЧ«ПМ фТ, I мест ||ШЖ«|1Т)Щ Лвоств , сВ

Таблица 2

17

т ш в т л }

Понаит MU ((

с„ч:н to«-H| е,-с„то ч c,,-c,,Toe-iu с„-СцТо«- I 103

iII4I10

0,1