СОСТАВ ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ ДЛЯ ЗАКАЧКИ В ГЛИНИЗИРОВАННЫЙ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (патент RU №2441049, опубл. 27.01.2012 г.), содержащий поверхностно-активное вещество - органический остаток процесса получения сульфата аммония из отработанной серной кислоты процесса сернокислотного алкилирования изоалканов олефинами в количестве 2-10 масс. %, вода - остальное. Технический результат - обеспечение доступности и дешевизны при высоких значениях коэффициента нефтевытеснения.

Недостатком является отсутствие влияния на уменьшение гидратации глинистых минералов в пласте, и, соответственно, невозможность применения данного состава в условиях глинизированных коллекторов.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (авторское свидетельство SU 1521866, опубл. 07.02.1981 г.). Состав позволяет уменьшать межфазное натяжение на границе «нефть-вода», а также снижать реологические параметры пластовой нефти.

Недостатком указанного состава является отсутствие заметного ингибирующего влияния на набухаемость глин, и, соответственно, невозможность применения данного состава в условиях глинизированных коллекторов.

Известен состав поверхностно-активных веществ для закачки в нефтяной пласт (ст. Рогачев М.К., Кузнецова А.Н. Исследование и разработка растворов поверхностно-активных веществ для заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов // Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». – 2016. - №1. - С. 49-53), принятый в качестве прототипа, состоящий из неионогенного поверхностно-активного вещества НГ-2 и воды.

Состав позволяет уменьшать межфазное натяжение на границе «нефть-вода», а также снижать коррозионное воздействие пластовой воды.

Недостатком указанного состава является отсутствие заметного ингибирующего влияния на набухаемость глин.

Техническим результатом от использования заявляемого состава является снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода», уменьшение степени набухания глинистых минералов, и в конечном итоге более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта.

Технический результат достигается тем, что дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КЛАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 (спиртовой), при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Описываемый состав поясняется фиг. 1, где приведены графики зависимостей межфазного натяжения на границе «водный раствор ПАВ-керосин» от концентрации реагентов.

Заявляемый состав для заводнения глиносодержащих коллекторов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

- КЛАВ 0,1-0,5%, представляющее собой алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 (спиртовой), выпускающийся по ТУ 2482-003-04706205-2004;

- НГ-2 0,01-0,5%, неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15;

- вода: пресная или минерализованная (до 50 г/л).

Добавление КПАВ приводит к снижению гидратации глинистых минералов и повышению тем самым проницаемости нефтенасыщенных горных пород, реагент НГ-2 обладает способностью снижать межфазное натяжение на границе «нефть-вода». Результатом является более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии.

В качестве оксиэтилированных аминов на основе жирных кислот реагент содержит: неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэталенгликоль) амины на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 общей формулы:

C_pH_2p+1N(C₂H₄O)_mH, где р=10-12,

n+m=15 или оксиэтилированные первичные моноамины общей формулы

где R - углеводородный радикал C₁₀-C₁₇; х+у=11 или 15 [1].

Эти продукты выпускаются под названием Noramox C₁₁, или Noramox С₁₅, или Normox C₁₁, Noramоx O₁₅ [2].

Были проведены исследования по определению плотности нефти помощи плотномера DE 40 (MettlerToledo), а также межфазного натяжения на границе «водный раствор ПАВ - керосин» в различных концентрациях. Исследования по оценке изменения величины межфазного натяжения на границе «керосин-водный раствор ПАВ» проводились по ГОСТ 29232-91. «Определение критической концентрации мицеллообразования».

Исследования по оценке величины глинонабухания проводились объемным методом, когда количество поглощенной образцом дезинтегрированного керна жидкости определяется по увеличению объема керна на приборе Жигача-Ярова.

С целью получения водного раствора ПАВ были приготовлены смеси компонентов, а также водный раствор прототипа. Каждая смесь приготавливалась путем компаундирования компонентов в лабораторных условиях.

Пример 1. 0,1 г неионогенного ПАВ НГ-2 вводят в 1 г катионного ПАВ, воды, затем добавляют воду до массы 1 кг и перемешивают в течение 10 мин при стандартной температуре с получением однородного состава. Далее проводят измерение плотности, которая равна 0,9976 г/см³. Затем определяют межфазное натяжение на границе «водный раствор-нефть», которое равно 3,03 мН/м, и коэффициент глинонабухания, который составил 0,2%.

Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 2. 0,5 г неионогенного ПАВ НГ-2 вводят в 3 г катионного ПАВ, воды, затем добавляют воду до массы 1 кг и перемешивают в течение 10 мин при стандартной температуре с получением однородного состава. Затем проводят измерение плотности, которая равна 0,9978 г/см³. Далее определяют межфазное натяжение на границе «водный раствор-нефть», которое равно 1,5 мН/м, и коэффициент глинонабухания, который составил 0,2%.

Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 3. 1 г неионогенного ПАВ НГ-2 вводят в 5 г катионного ПАВ, воды, затем добавляют воды до массы 1 кг и перемешивают в течение 10 мин при стандартной температуре с получением однородного состава. Затем проводят измерение плотности, которая равна 0,9978 г/см³. Далее определяют межфазное натяжение на границе «водный раствор-нефть», которое равно 1,31 мН/м, и коэффициент глинонабухания, который составил 0,2%.

Результаты определения межфазного натяжения на границе «водный раствор ПАВ - керосин» представлены на фиг. 1.

Результаты определения коэффициентов набухания представлены в таблице 1.

Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Эксперименты, проведенные в соответствии с ГОСТ 26450.0-85. «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86. «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях», позволили определить коэффициент вытеснения нефти за счет фильтрации через керновый материал реагента при объемном расходе 0,05 мл/мин.

Результаты определения коэффициентов вытеснения нефти представлены в таблице 2.

Полученные результаты позволяют сделать вывод, что заявляемый состав обладает способностью одновременно уменьшать степень набухания глинистых минералов, снижать межфазное натяжение на границе нефть с закачиваемой водой, а также более эффективно вытеснять нефть из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии.