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

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.

 

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 (Vвыд). Поровой объем (Vпор, мл) модели пласта определяется по формуле

Затем производят насыщение приготовленной модели нефтью.

Далее определенный объем подготовленной нефти (2Vпор) 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 - Vнефт. Рассчитывают остаточную водонасыщенность модели пласта как разницу между Vпор и объем воды в мензурке Vн2о. В итоге устанавливают следующие начальные параметры модели пласта:

Vпор - паровой объем пласта,

Vнефт. - объем нефтемодели,

Vн2o - 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; Vнефт. - 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;

Vнефт. - 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.

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.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для увеличения отдачи сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта. Предлагается композиция для увеличения отдачи сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, содержащая от около 98 до 99,999% мас.

Настоящее изобретение относится к частицам гидрогеля, включающим ингибитор газовых гидратов, и способу их применения в нефтедобыче. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов включает по меньшей мере одну частицу полимерного гидрогеля с содержанием гидрогеля от 50 до 100%, при этом содержимое гидрогеля включает ингибитор, выбранный из группы, состоящей из по меньшей мере одного термодинамического ингибитора гидратов, по меньшей мере одного кинетического ингибитора гидратов или их комбинации, при этом частицы полимерного гидрогеля имеют средний диаметр 10-2000 мкм.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта, снижение вязкости нефти, снижение скорости реакции состава с карбонатной породой.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может применяться для выноса скопившейся капельной жидкости на забое в процессе эксплуатации или ремонта газовой скважины, эксплуатация которых осложнена наличием гидрато-ледяных пробок в стволе скважины, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений.

Изобретение относится к окрашенным разжижаемым композициям и их применению для разработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Окрашенная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержащая по меньшей мере один органический пероксид, по меньшей мере, один органический краситель, не содержащий металл, выбранный из группы, включающей FD&C - Blue №1, FD&C Red №3, FD&C Red №40, FD&C Yellow №6, Purple Shade, Grape Shade, Blue Liquid, Purple Liquid и их комбинации, и, по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, включающей многоатомные спирты, гликоли, бутиловые спирты, триолы, моносахариды, дисахариды и их комбинации.

Изобретения относятся к способам обработки подземных пластов, таким как гидроразрыв пласта и предотвращение поступления песка в скважину, и, в частности, использование легких полимеров, полученных из оболочечной жидкости орехов кешью, в качестве расклинивающего агента, используемого для расклинивания трещин в процессе выполнения гидроразрыва, или в виде зернистого материала при использовании способов предотвращения поступления песка в скважину, таких как гравийная набивка и выполнение гидроразрыва с установкой гравийных фильтров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) с использованием расклинивающего наполнителя в скважинах со слабосцементированной призабойной зоной при наличии близлежащих обводнённых пропластков.

Изобретение относится к загущению водных растворов кислот и солей и применению загущенного раствора для гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к получению жидкости для гидроразырыва, используемой при гидроразрыве подземного пласта. Способ получения высококачественной жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий обеспечение первого потока, содержащего жидкий СО2, образование второго потока, содержащего воду и другие добавки, и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, введение расклинивающего наполнителя только в первый поток, содержащий жидкий СО2, при концентрации до 20 фунт/галлон (2,4 кг/дм3) и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, смешение находящихся под давлением первого и второго потоков, включая расклинивающий наполнитель с первой указанной стадии, образуя высококачественную жидкость для гидроразрыва пласта, имеющую Митчелл-характеристику по меньшей мере 50% и характеристику суспензии менее 95%, где первый и второй потоки обеспечивают при постоянном предварительно определенном соотношении объемного потока для поддержания постоянной характеристики суспензии в образующейся жидкости для гидроразрыва пласта, и концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва пласта независимо варьируется посредством скорости добавления расклинивающего наполнителя в первый указанный поток на стадии.
Настоящее изобретение относится к использованию частиц полиолефина со сверхвысокой молекулярной массой в качестве проппантов для обработки подземных пластов, а также к композициям, содержащим упомянутые частицы, и к способам гидравлического разрыва пласта, использующим упомянутые частицы. Указанные частицы полиолефина, имеющего средневязкостную молекулярную массу в диапазоне от 0,8×106 до 12×106 г/моль и насыпную плотность от 0,2 до 0,7 г/мл, имеют сферичность по меньшей мере 0,5. Технический результат изобретения – при использовании данного проппанта не требуются высокие скорости закачки проппанта в скважину, требуется меньшая масса проппанта для достижения любой желаемой геометрии трещины, что обеспечивает экономию энергии и транспортных расходов и уменьшение воздействия на окружающую среду. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 пр., 2 табл.

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.

Наверх