RU2733350C1 - Composition for increasing oil recovery of formations - Google Patents
Composition for increasing oil recovery of formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733350C1 RU2733350C1 RU2019124170A RU2019124170A RU2733350C1 RU 2733350 C1 RU2733350 C1 RU 2733350C1 RU 2019124170 A RU2019124170 A RU 2019124170A RU 2019124170 A RU2019124170 A RU 2019124170A RU 2733350 C1 RU2733350 C1 RU 2733350C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- surfactant
- water
- boric acid
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 139
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 33
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract description 33
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 title abstract description 16
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 105
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 90
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 claims abstract description 46
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 45
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 claims abstract description 45
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 27
- -1 aluminium hydroxychloride Chemical compound 0.000 claims abstract description 7
- 235000010338 boric acid Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 43
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 26
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 10
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 abstract description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 159000000013 aluminium salts Chemical class 0.000 abstract 2
- 229910000329 aluminium sulfate Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 101
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 32
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 19
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 14
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 description 14
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 14
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 13
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 10
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 7
- NNCOOIBIVIODKO-UHFFFAOYSA-N aluminum;hypochlorous acid Chemical compound [Al].ClO NNCOOIBIVIODKO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- PEEKVIHQOHJITP-UHFFFAOYSA-N boric acid;propane-1,2,3-triol Chemical compound OB(O)O.OCC(O)CO PEEKVIHQOHJITP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 5
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 229940057950 sodium laureth sulfate Drugs 0.000 description 3
- SXHLENDCVBIJFO-UHFFFAOYSA-M sodium;2-[2-(2-dodecoxyethoxy)ethoxy]ethyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOCCOCCOCCOS([O-])(=O)=O SXHLENDCVBIJFO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- WUBBRNOQWQTFEX-UHFFFAOYSA-N 4-aminosalicylic acid Chemical compound NC1=CC=C(C(O)=O)C(O)=C1 WUBBRNOQWQTFEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical class [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101710163698 Norsolorinic acid synthase Proteins 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000010840 domestic wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 239000010842 industrial wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 238000004313 potentiometry Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 238000000954 titration curve Methods 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 238000000196 viscometry Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.The invention relates to the oil industry, in particular, to the development of oil fields and oil production, and can be used to increase oil recovery.
Известны способы разработки залежей высоковязких нефтей при тепловом воздействии на пласт, включающие закачку насыщенного раствора одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония (Пат. РФ №2114988, кл. Е21В 43/24, опубл. 1998 г.; Пат. РФ №2172398, кл. Е21В 43/24, опубл. 2001 г.). Повышение нефтеотдачи пласта достигается за счет того, что при повышении температуры соли разлагаются с выделением углекислого газа, который растворяется в нефти и понижает ее вязкость. Однако способами разработки нефтяных залежей, основанными на снижении вязкости нефти, может быть отобрана та часть нефти, которая находится в трещинах и порах, а пленочная нефть за счет большого сцепления с породой пласта не отбирается, что сказывается на эффективности способа.Known methods for the development of deposits of high-viscosity oils under thermal impact on the formation, including the injection of a saturated solution of one of carbonic or bicarbonate salts of alkali metals or ammonium (US Pat. RF No. 211488, CL E21B 43/24, publ. 1998; Pat. RF No. 2172398, class E21B 43/24, publ. 2001). Increased oil recovery is achieved due to the fact that when the temperature rises, the salts decompose with the release of carbon dioxide, which dissolves in the oil and lowers its viscosity. However, the methods of developing oil deposits based on reducing the viscosity of oil can select that part of the oil that is in cracks and pores, and film oil due to high adhesion to the formation rock is not removed, which affects the efficiency of the method.
Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку нефтеотмывающей композиции на основе ПАВ, позволяющий увеличить эффективность воздействия не только за счет снижения вязкости нефти, но и за счет более полного извлечения нефти из пласта (Пат. РФ №2361074, кл. Е21В 43/24, С09К 6/592 опубл. 2007 г.). Однако этот способ не позволяет из-за низких вязкостных свойств вытесняющего флюида увеличить нефтеотдачу пласта еще и за счет выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением.There is a known method for the development of deposits of high-viscosity oils by means of thermal steam treatment, including the injection of an oil-cleaning composition based on surfactants, which makes it possible to increase the effectiveness of the action not only by reducing the viscosity of oil, but also due to a more complete extraction of oil from the formation (Patent RF No. 2361074, class E21B 43/24,
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью на основе ПАВ и воды, позволяющий повысить коэффициент нефтеотдачи как за счет выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением, так и за счет увеличения доотмыва нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти (Пат. РФ №2610958, кл. Е21В 43/22, С09К 8/584 опубл. 2017 г.). Однако способ эффективен только для пластов с низкой пластовой температурой (ниже 40°С).A known method for the development of an oil reservoir, including the displacement of oil from the formation by successive slugs of a displacing fluid with adjustable viscosity based on surfactants and water, which makes it possible to increase the oil recovery factor both by leveling the injectivity profile, redistributing filtration flows, increasing the sweep of the reservoir by flooding, and by increasing the additional washing oil, increasing the oil displacement coefficient (Pat. RF No. 2610958, class E21B 43/22,
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. комплексный ПАВ или смесь неионогенного ПАВ (НПАВ) и анионактивного ПАВ (АПАВ), 1.0-15.0% мас. борной кислоты, 10.0-90.0% мас. глицерина и воду или 1.0-4.0% мас. комплексный ПАВ или смесь неионогенного ПАВ (НПАВ) и анионактивного ПАВ (АПАВ), 1.0-15.0% мас. борной кислоты, 10.0-90.0% мас. глицерина, 5.0-10.0% мас. карбамида и воду (Пат. РФ №2546700, С09К 8/584, С09К 8/74, опубл. 2015 г.). Состав оказывает комплексное воздействие на месторождение, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения. Однако, в области температур 70°С и выше, вязкость состава снижается в 4.5-16.4 раза и состав не может обеспечить высокую степень вытеснения высоковязкой нефти и выравнивание фронта нефтевытеснения в пластовых условиях. Кроме того, образующаяся при высокой пластовой температуре пласта боратно-аммиачная буферная система состава имеет недостаточно высокие значения буферной емкости в интервале рН, оптимальном для нефтевытеснения.Closest to the proposed composition is a composition for enhanced oil recovery, containing 1.0-4.0% wt. complex surfactant or a mixture of a nonionic surfactant (nonionic surfactant) and anionic surfactant (anionic surfactant), 1.0-15.0% wt. boric acid, 10.0-90.0% wt. glycerin and water or 1.0-4.0% wt. complex surfactant or a mixture of a nonionic surfactant (nonionic surfactant) and anionic surfactant (anionic surfactant), 1.0-15.0% wt. boric acid, 10.0-90.0% wt. glycerol, 5.0-10.0% wt. urea and water (Patent RF No. 2546700, С09К 8/584, С09К 8/74, publ. 2015). The composition has a complex effect on the field, allows to increase the permeability of the carbonate reservoir, provides a high degree of oil displacement and modification of the waterflooding profile. However, in the temperature range of 70 ° C and above, the viscosity of the composition decreases 4.5-16.4 times and the composition cannot provide a high degree of displacement of high-viscosity oil and leveling of the oil displacement front in reservoir conditions. In addition, the borate-ammonia buffer system formed at a high formation temperature of the formation has insufficiently high values of the buffer capacity in the pH range optimal for oil displacement.
Задачей предлагаемого изобретения является создание состава для увеличения нефтеотдачи с регулируемыми вязкостью и щелочностью в широком температурном интервале.The objective of the present invention is to provide a composition for enhanced oil recovery with controlled viscosity and alkalinity in a wide temperature range.
Технический результат заключается в том, что предлагаемый состав обеспечивает в широком диапазоне температур, от 20°С до 220°С регулируемую вязкость для достижения оптимального соотношения вязкостей пластовой нефти и вытесняющего ее рабочего агента и в результате этого увеличение коэффициента охвата пластов воздействием, а также регулируемую щелочность для достижения оптимального уровня рН, обеспечивающего максимальное действие и минимальную адсорбцию выбранных ПАВ, низкое межфазное натяжение на границе с пластовой нефтью и в результате этого увеличение коэффициента нефтевытеснения.The technical result consists in the fact that the proposed composition provides an adjustable viscosity in a wide temperature range, from 20 ° C to 220 ° C, to achieve the optimal ratio of the viscosities of the formation oil and the working agent displacing it, and as a result, an increase in the sweep efficiency, as well as adjustable alkalinity to achieve the optimal pH level, providing maximum effect and minimum adsorption of the selected surfactants, low interfacial tension at the interface with reservoir oil and, as a result, an increase in the oil displacement coefficient.
Технический результат достигается тем, что в предлагаемый состав повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное ПАВ или смесь неионогенного ПАВ и анионактивного ПАВ в соотношении 2:1, борную кислоту, карбамид, глицерин и воду, дополнительно вводят аммиачную селитру (нитрат аммония) и соль алюминия AlCl3 при следующем соотношении компонентов, % мас.:The technical result is achieved by the fact that the proposed composition of enhanced oil recovery, containing a complex surfactant or a mixture of nonionic surfactant and anionic surfactant in a ratio of 2: 1, boric acid, carbamide, glycerin and water, additionally introduce ammonium nitrate (ammonium nitrate) and aluminum salt AlCl 3 with the following ratio of components, wt%:
Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим», г. Нижнекамск, по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH2O)nH, где Аг - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С9-С12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.Neonol AF 9-12 is produced by OAO Nizhnekamskneftekhim, Nizhnekamsk, according to TU 2483-077-0576801-98, is a clear oily liquid from colorless to light yellow. Neonol AF9-12 - oxyethylated isononylphenol based on propylene trimers, chemical formula RArO (CH 2 CH 2 O) n H, where Ar is a benzene ring, R is a long hydrocarbon radical C 9 -C 12 , n is the average number of oxyethyl groups in a molecule NSAS (degree of hydroxyethylation) equal to 12.
Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ», г. Москва, по ТУ 2483-015-17197708-97, представляет собой подвижную коричневую жидкость. Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%).The complex surfactant Neftenol VVD is produced by AOZT "KHIMEKO-GANG", Moscow, according to TU 2483-015-17197708-97, is a mobile brown liquid. Neftenol VVD ZT grade - partially sulfonated neonol AF 9-12 - a mixture of neonol AF 9-12 and APAV - its sulfoethoxylate (29-35%) with ethylene glycol (25-30%).
Алкилсульфонат волгонат (Волгоградский ОАО «Химпром»), ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SO2ONa с длиной цепи алкильного радикала R С11-C18, полученного из н-парафинов.Alkyl sulfonate volgonate (Volgograd JSC "Khimprom"), TU 2481-308-05763458-2001, is a homogeneous paste. Volgonate - sodium alkyl sulfonate, chemical formula R-SO 2 ONa with the chain length of the alkyl radical R C 11 -C 18 , obtained from n-paraffins.
Лауретсульфат натрия - поверхностно-активное вещество производится в виде белого порошка, его плотность составляет 1,05 г/см3. Химическая формула CH3(CH2)10CH2(OCH2CH2)nOSO3Na.Sodium laureth sulfate - a surfactant produced in the form of a white powder, its density is 1.05 g / cm 3 . Chemical formula CH 3 (CH 2 ) 10 CH 2 (OCH 2 CH 2 ) n OSO 3 Na.
Борная кислота выпускается по ГОСТ 9656-75, представляет собой кристаллический порошок белого цвета. Химическая формула Н3ВО3.Boric acid is produced in accordance with GOST 9656-75 and is a white crystalline powder. Chemical formula H 3 VO 3 .
Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Глицерин дистиллированный выпускается по ГОСТ 6259-75, представляет собой густую, бесцветную, прозрачную гигроскопическую жидкость, смешивается с водой в любых соотношениях. Химическая формула С3Н5(ОН)3. Глицерин технический - отход получения биотоплив, его ориентировочный состав: глицерин - 80÷82%; вода - 10÷45%; NaCl - 5÷7%, плотность при 20°С - 1,27 г/см3.For the preparation of the compositions, you can use distilled glycerin and technical glycerin. Distilled glycerin is produced in accordance with GOST 6259-75, is a thick, colorless, transparent hygroscopic liquid, miscible with water in any ratio. Chemical formula C 3 H 5 (OH) 3 . Technical glycerin - waste of biofuel production, its approximate composition: glycerin - 80 ÷ 82%; water - 10 ÷ 45%; NaCl - 5 ÷ 7%, density at 20 ° C - 1.27 g / cm 3 .
Карбамид выпускается по ГОСТ 2081-2010, представляет собой гранулы белого цвета, хорошо растворимые в воде. Химическая формула - CO(NH2)2.Urea is produced in accordance with GOST 2081-2010, it is white granules, readily soluble in water. Chemical formula - CO (NH 2 ) 2 .
Алюминий хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 3759-75, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - AlCl3⋅6Н2О.Aluminum chloride 6-water is produced in accordance with GOST 3759-75, is a crystalline powder of yellowish color. Chemical formula - AlCl 3 ⋅6H 2 O.
Полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат 30 выпускается ОАО «АУРАТ» по ТУ 6-09-05-1456-96, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - Al(OH)aClb⋅nH2O, где а+b=3, при а≥1,3. Применяется для очистки питьевой воды, промышленных и бытовых сточных вод и др.Aluminum polyoxychloride Aqua-Aurat 30 is produced by OJSC AURAT according to TU 6-09-05-1456-96 and is a yellowish crystalline powder. Chemical formula - Al (OH) a Cl b ⋅nH 2 O, where a + b = 3, with a≥1.3. It is used for the purification of drinking water, industrial and domestic waste water, etc.
Аммиачная селитра (нитрат аммония) выпускается по ГОСТ 22867-77. Кристаллическое вещество белого цвета. Химическая формула - NH4NO3 Ammonium nitrate (ammonium nitrate) is produced in accordance with GOST 22867-77. White crystalline substance. Chemical formula - NH 4 NO 3
Все реагенты являются доступными на рынке Российской Федерации и экологически безопасными продуктами многотоннажного промышленного производства.All reagents are available on the market of the Russian Federation and environmentally friendly products of large-scale industrial production.
При низких температурах, 20-70°С, предлагаемый состав является кислотным, имеющим низкое значение рН за счет образования глицеринборной кислоты и дальнейшего снижения рН за счет влияния соли алюминия. В указанной области температур регулируемая вязкость состава обеспечивается наличием глицерина и комплексов соли алюминия с борат-ионами. Молекулы комплексной глицеринборной кислоты способны взаимодействовать с трехзарядными катионами алюминия за счет своих гидроксильных спиртовых групп. Ниже приведена схема реакции, в которой отражена стереохимическая особенность молекулы глицеринборной кислоты - ее способность образовывать растворимые внешнесферные циклические комплексы с ионами алюминия за счет концевых гидроксильных групп.At low temperatures, 20-70 ° C, the proposed composition is acidic, having a low pH value due to the formation of glycerol boric acid and a further decrease in pH due to the influence of the aluminum salt. In the specified temperature range, the controlled viscosity of the composition is ensured by the presence of glycerin and complexes of aluminum salt with borate ions. Molecules of complex glycerol boric acid are capable of interacting with triply charged aluminum cations due to their hydroxyl alcohol groups. Below is a reaction scheme that reflects the stereochemical feature of the glycerol boric acid molecule - its ability to form soluble outer-sphere cyclic complexes with aluminum ions due to terminal hydroxyl groups.
При увеличении концентрации акваионов алюминия в растворе, наряду с циклическими структурами, возможно образование полимероподобных ассоциатов, в которых акваионы алюминия играют роль мостиков, связывающих молекулы комплексной кислоты в линейные и разветвленные пространственные ассоциативные структуры. Такое структурообразование приводит к значительному возрастанию вязкости. Регулирования вязкости и плотности добавками соли алюминия используется для регулирования физико-химических и реологических свойств предлагаемого состава. Кроме того, такое взаимодействие способствует совместимости предлагаемого состава с пластовыми водами, особенно с высокоминерализованными, с большим содержанием солей кальция и магния. В результате взаимодействия предлагаемого состава с карбонатным коллектором или карбонатными цементами полимиктового коллектора выделяется СО2, который растворяется в нефти и снижает ее вязкость, что способствует увеличению степени извлечения нефти. Кроме того, более низкие значения рН растворов предлагаемого состава по сравнению с прототипом позволят более длительное время в пластовых условиях взаимодействовать с породой, увеличивая проницаемость карбонатного коллектора, при этом увеличивая радиус действия состава.With an increase in the concentration of aluminum aqua ions in solution, along with cyclic structures, the formation of polymer-like associates is possible, in which aluminum aqua ions play the role of bridges connecting complex acid molecules into linear and branched spatial associative structures. This structure formation leads to a significant increase in viscosity. Adjusting the viscosity and density by adding aluminum salt is used to adjust the physicochemical and rheological properties of the proposed composition. In addition, this interaction contributes to the compatibility of the proposed composition with formation waters, especially with highly mineralized, with a high content of calcium and magnesium salts. As a result of the interaction of the proposed composition with the carbonate reservoir or carbonate cements of the polymictic reservoir, CO 2 is released , which dissolves in oil and reduces its viscosity, which contributes to an increase in the degree of oil recovery. In addition, lower pH values of the solutions of the proposed composition in comparison with the prototype will allow a longer time in reservoir conditions to interact with the rock, increasing the permeability of the carbonate reservoir, while increasing the radius of the composition.
В области температур 70°С и выше, где вязкость глицерина снижается, регулируемая вязкость состава обеспечивается по другому механизму. Карбамид, входящий в состав, при тепловом воздействии гидролизуется с образованием углекислого газа СО2, который растворяется в нефти и снижает ее вязкость, и аммиака NH3; который с борной кислотой и нитратом аммония дает щелочную боратно-аммиачную буферную систему оптимальную для целей нефтевытеснения, с более высокой буферной емкостью, чем у прототипа. При этом обеспечивается максимальное нефтевытесняющее действие и минимальная адсорбция ПАВ на породе пласта. Повышение рН вызывает также гидролиз соли алюминия с образованием золя гидроксида алюминия, при этом вязкость состава увеличивается на 1-2 порядка. Величина вязкости регулируется концентрацией соли алюминия в составе. Образованием золя гидроксида алюминия в предлагаемом составе за счет введения соли алюминия обеспечивает увеличение вязкости в области высоких температур в 4.2-129 раз по сравнению с прототипом (так, вязкость растворов прототипа при 90°С находится в интервале 2.5-8.1 мПа.с, вязкость растворов предлагаемого состава составляет 34.5-329.4 мПа.с). Увеличение вязкости приводит к увеличению охвата пласта тепловым воздействием, подключению низкопроницаемых пропластков.In the temperature range of 70 ° C and above, where the viscosity of glycerin decreases, the controlled viscosity of the composition is provided by a different mechanism. The carbamide, which is part of the composition, hydrolyzes under thermal action with the formation of carbon dioxide CO 2 , which dissolves in oil and reduces its viscosity, and ammonia NH 3 ; which with boric acid and ammonium nitrate gives an alkaline borate-ammonia buffer system optimal for oil displacement purposes, with a higher buffer capacity than the prototype. This ensures the maximum oil-displacing effect and the minimum adsorption of surfactants on the formation rock. An increase in pH also causes hydrolysis of the aluminum salt with the formation of an aluminum hydroxide sol, while the viscosity of the composition increases by 1-2 orders of magnitude. The viscosity is controlled by the concentration of aluminum salt in the composition. The formation of an aluminum hydroxide sol in the proposed composition due to the introduction of an aluminum salt provides an increase in viscosity in the high temperature range by 4.2-129 times compared to the prototype (for example, the viscosity of the prototype solutions at 90 ° C is in the range of 2.5-8.1 mPa.s, the viscosity of the solutions the proposed composition is 34.5-329.4 mPa.s). An increase in viscosity leads to an increase in the sweep of the formation by thermal effects, the connection of low-permeability interlayers.
Таким образом, дополнительное введение в состав нитрата аммония и соли алюминия AlCl3 обеспечивает в широком диапазоне температур, от 20°С до 220°С, увеличение коэффициента охвата пласта воздействием путем регулирования вязкости состава для достижения оптимального соотношения вязкостей пластовой нефти и вытесняющего ее рабочего агента, а также увеличение коэффициента нефтевытеснения путем регулирования щелочности предлагаемого состава для достижения оптимального уровня рН, обеспечивающего максимальное действие и минимальную адсорбцию ПАВ, низкое межфазное натяжение на границе с пластовой нефтью.Thus, the additional introduction of ammonium nitrate and aluminum salt AlCl 3 into the composition provides, in a wide temperature range, from 20 ° C to 220 ° C, an increase in the sweep efficiency by adjusting the viscosity of the composition to achieve the optimal ratio of the viscosities of the formation oil and the working agent displacing it , as well as an increase in the oil displacement coefficient by adjusting the alkalinity of the proposed composition to achieve an optimal pH level that provides maximum effect and minimum adsorption of surfactants, low interfacial tension at the boundary with reservoir oil.
Физико-химические свойства предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов до и после термостатирования при разных температурах приведены в таблицах 1, 2. Плотность состава определяли пикнометрическим методом, вязкость - вибрационным методом с использованием вискозиметра «Реокинетика», рН состава - потенциометрическим методом с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments, температуру застывания - криоскопическим методом, измерение межфазного натяжения - сталагмометрическим методом. Значения вязкости и плотности растворов состава варьируются в зависимости от концентраций компонентов: вязкость - от 3.7 до 47.6 мПа⋅с, плотность - от 1172 до 1279 кг/м3. Значения рН растворов изменяются от 2.5 до 3.3 ед. рН. При проведении измерений межфазного натяжения на границе «нефть - раствор композиции» использовали модель нефти Усинского месторождения скв. 1322 (плотность 924 кг/м3, вязкость 64.2 мПа⋅с). Межфазное натяжение всех исследуемых образцов состава на границе с нефтью имеет низкие значения, меньше 1 мН/м, от 0.11 до 0.37 мН/м, таблица 1.The physicochemical properties of the proposed composition with different ratios of components before and after thermostating at different temperatures are shown in Tables 1, 2. The density of the composition was determined by the pycnometric method, the viscosity - by the vibration method using the "Rheokinetics" viscometer, the pH of the composition - by the potentiometric method using a microprocessor laboratory pH meter manufactured by HANNA Instruments, pour point - cryoscopic method, measurement of interfacial tension - stalagmometric method. The values of the viscosity and density of solutions of the composition vary depending on the concentrations of the components: viscosity - from 3.7 to 47.6 mPa⋅s, density - from 1172 to 1279 kg / m 3 . The pH values of the solutions vary from 2.5 to 3.3 units. pH. When measuring the interfacial tension at the boundary “oil - solution of the composition”, we used a model of oil from the Usinsk field, well No. 1322 (density 924 kg / m 3 , viscosity 64.2 mPa⋅s). The interfacial tension of all the studied samples of the composition at the border with oil has low values, less than 1 mN / m, from 0.11 to 0.37 mN / m, table 1.
Приводим примеры конкретных составов.Here are examples of specific compositions.
Пример 1. К 399.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl3⋅6H2O и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl3, 10.0% мас. нитрата аммония и 41.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 1. To 399.0 g of fresh water add 10.0 g of nonionic surfactant neonol AF 9-12, 5.0 g of anionic surfactant (volgonate), 200.0 g of glycerol and 50.0 g of boric acid. Mix and then add 100.0 g of ammonium nitrate, 36.0 g of AlCl 3 ⋅6H 2 O and 200.0 g of carbamide to a homogeneous solution. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 1.0% wt. Nonionic surfactant neonol AF 9-12, 0.5% wt. ASA (volgonate), 5.0% wt. boric acid, 20.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerin, 2.0% wt. AlCl 3 , 10.0% wt. ammonium nitrate and 41.5% wt. water. The results of studies of the physical and chemical properties of the composition are shown in Table 1.
Пример 2. 20.0 г Нефтенола ВВД, 20.0 г борной кислоты и 200.0 г глицерина добавляют к 424.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl3⋅6H2O и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 2.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl3, 10.0% мас. нитрата аммония и 44.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 2. 20.0 g of VVD Neftenol, 20.0 g of boric acid and 200.0 g of glycerol are added to 424.0 g of fresh water. After stirring, 100.0 g of ammonium nitrate, 36.0 g of AlCl 3 ⋅6H 2 O and 200.0 g of carbamide are added to the homogeneous composition. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 2.0% wt. Neftenol VVD, 2.0% wt. boric acid, 20.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerin, 2.0% wt. AlCl 3 , 10.0% wt. ammonium nitrate and 44.0% wt. water. The results of studies of the physical and chemical properties of the composition are shown in Table 1.
Пример 3. К 405.0 г пресной воды добавляют 13.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 7.0 г АПАВ (волгонат), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 25.0 г гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.3% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.7% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30, 10.0% мас. нитрата аммония и 40.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 3. To 405.0 g of fresh water add 13.0 g of nonionic surfactant neonol AF 9-12, 7.0 g of nonionic surfactant (volgonate), 200.0 g of glycerol and 50.0 g of boric acid. Stir and then add 100.0 g of ammonium nitrate, 25.0 g of aluminum
Пример 4. 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 30.0 г борной кислоты и 200.0 г глицерина добавляют к 419.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl3⋅6H2O и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 3.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl3, 10.0% мас. нитрата аммония и 43.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 4. 10.0 g of nonionic surfactant neonol AF 9-12, 5.0 g of surfactant (volgonate), 30.0 g of boric acid and 200.0 g of glycerol are added to 419.0 g of fresh water. After stirring, 100.0 g of ammonium nitrate, 36.0 g of AlCl 3 ⋅6H 2 O and 200.0 g of carbamide are added to the homogeneous composition. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 1.0% wt. Nonionic surfactant neonol AF 9-12, 0.5% wt. ASA (volgonate), 3.0% wt. boric acid, 20.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerin, 2.0% wt. AlCl 3 , 10.0% wt. ammonium nitrate and 43.5% wt. water. The results of studies of the physical and chemical properties of the composition are shown in Table 1.
Пример 5. К 456.0 г пресной воды добавляют 10.0 г Нефтенола ВВД, 200.0 г глицерина и 30.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 50.0 г нитрата аммония, 54.0 г AlCl3⋅6Н2О и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 3.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl3, 5.0% мас. нитрата аммония и 48.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 5. To 456.0 g of fresh water add 10.0 g of VVD Neftenol, 200.0 g of glycerin and 30.0 g of boric acid. The mixture is stirred and then 50.0 g of ammonium nitrate, 54.0 g of AlCl 3 ⋅6H 2 O and 200.0 g of urea are added to a homogeneous solution. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 1.0% wt. Neftenol VVD, 3.0% wt. boric acid, 20.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerin, 2.0% wt. AlCl 3 , 5.0% wt. ammonium nitrate and 48.0% wt. water. The results of studies of the physical and chemical properties of the composition are shown in Table 1.
Пример 6. 40.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты и 200.0 г глицерина добавляют к 374.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl3⋅6Н2О и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl3, 10.0% мас. нитрата аммония и 39.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 6. 40.0 g of VVD Neftenol, 50.0 g of boric acid and 200.0 g of glycerol are added to 374.0 g of fresh water. After stirring, 100.0 g of ammonium nitrate, 36.0 g of AlCl 3 ⋅6Н 2 О and 200.0 g of carbamide are added to the homogeneous composition. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 4.0% wt. Neftenol VVD, 5.0% wt. boric acid, 20.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerin, 2.0% wt. AlCl 3 , 10.0% wt. ammonium nitrate and 39.0% wt. water. The results of studies of the physical and chemical properties of the composition are shown in Table 1.
Пример 7. К 410.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (лауретсульфат натрия), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 25.0 г гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (лауретсульфат натрия), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква-Аурат 30, 10.0% мас. нитрата аммония и 41.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 7. To 410.0 g of fresh water add 10.0 g of nonionic surfactant neonol AF 9-12, 5.0 g of APAS (sodium laureth sulfate), 200.0 g of glycerol and 50.0 g of boric acid. Stir and then add 100.0 g of ammonium nitrate, 25.0 g of aluminum
Пример 8. 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 50.0 г борной кислоты и 500.0 г глицерина добавляют к 99.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl3⋅6Н2О и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl3, 10.0% мас. нитрата аммония и 11.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 8. 10.0 g of nonionic surfactant neonol AF 9-12, 5.0 g of surfactant (volgonate), 50.0 g of boric acid and 500.0 g of glycerin are added to 99.0 g of fresh water. After stirring, 100.0 g of ammonium nitrate, 36.0 g of AlCl 3 ⋅6Н 2 О and 200.0 g of carbamide are added to the homogeneous composition. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 1.0% wt. Nonionic surfactant neonol AF 9-12, 0.5% wt. ASA (volgonate), 5.0% wt. boric acid, 20.0% wt. urea, 50.0% wt. glycerin, 2.0% wt. AlCl 3 , 10.0% wt. ammonium nitrate and 11.5% wt. water. The results of studies of the physical and chemical properties of the composition are shown in Table 1.
Пример 9. К 94.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl3⋅6H2O и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl3, 10.0% мас. нитрата аммония и 11.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 9. To 94.0 g of fresh water add 20.0 g of VVD Neftenol, 500.0 g of glycerin and 50.0 g of boric acid. Mix and then add 100.0 g of ammonium nitrate, 36.0 g of AlCl 3 ⋅6H 2 O and 200.0 g of carbamide to a homogeneous solution. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 2.0% wt. Neftenol VVD, 5.0% wt. boric acid, 20.0% wt. urea, 50.0% wt. glycerin, 2.0% wt. AlCl 3 , 10.0% wt. ammonium nitrate and 11.0% wt. water. The results of studies of the physical and chemical properties of the composition are shown in Table 1.
Пример 10. 13.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 7.0 г АПАВ (волгонат), 50.0 г борной кислоты и 500.0 г глицерина добавляют к 105.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 25.0 г гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.3% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.7% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30, 10.0% мас. нитрата аммония и 10.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 10. 13.0 g of nonionic surfactant neonol AF 9-12, 7.0 g of surfactant (volgonate), 50.0 g of boric acid and 500.0 g of glycerol are added to 105.0 g of fresh water. After stirring, 100.0 g of ammonium nitrate, 25.0 g of aluminum
Пример 11. К 299.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl3⋅6Н2О и 300.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 30.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl3, 10.0% мас. нитрата аммония и 31.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 11. To 299.0 g of fresh water add 10.0 g of nonionic surfactant neonol AF 9-12, 5.0 g of nonionic surfactant (volgonate), 200.0 g of glycerol and 50.0 g of boric acid. The mixture is stirred and then 100.0 g of ammonium nitrate, 36.0 g of AlCl 3 ⋅6Н 2 О and 300.0 g of urea are added to a homogeneous solution. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 1.0% wt. Nonionic surfactant neonol AF 9-12, 0.5% wt. ASA (volgonate), 5.0% wt. boric acid, 30.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerin, 2.0% wt. AlCl 3 , 10.0% wt. ammonium nitrate and 31.5% wt. water. The results of studies of the physical and chemical properties of the composition are shown in Table 1.
Пример 12. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты и 200.0 г глицерина добавляют к 294.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 36.0 г AlCl3⋅6H2O и 300.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 30.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.0% мас. AlCl3, 10.0% мас. нитрата аммония и 31.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 12. 20.0 g of VVD Neftenol, 50.0 g of boric acid and 200.0 g of glycerin are added to 294.0 g of fresh water. After stirring, 100.0 g of ammonium nitrate, 36.0 g of AlCl 3 ⋅6H 2 O and 300.0 g of carbamide are added to the homogeneous composition. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 2.0% wt. Neftenol VVD, 5.0% wt. boric acid, 30.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerin, 2.0% wt. AlCl 3 , 10.0% wt. ammonium nitrate and 31.0% wt. water. The results of studies of the physical and chemical properties of the composition are shown in Table 1.
Пример 13. К 305.0 г пресной воды добавляют 13.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 7.0 г АПАВ (волгонат), 200.0 г глицерина и 50.0 г борной кислоты. Перемешивают и затем к однородному раствору добавляют 100.0 г нитрата аммония, 25.0 г гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 300.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.3% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.7% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 30.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30, 10.0% мас. нитрата аммония и 30.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 13. To 305.0 g of fresh water add 13.0 g of nonionic surfactant neonol AF 9-12, 7.0 g of anionic surfactant (volgonate), 200.0 g of glycerin and 50.0 g of boric acid. Stir and then add 100.0 g of ammonium nitrate, 25.0 g of aluminum
Пример 14. 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 50.0 г борной кислоты и 500.0 г глицерина добавляют к 210.0 г пресной воды. После перемешивания к однородному составу добавляют 100.0 г нитрата аммония, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30 и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 2.5% мас. гидроксохлорида алюминия Аква Аурат 30, 10.0% мас. аммиачной нитрата аммония и 21.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 14. 10.0 g of nonionic surfactant neonol AF 9-12, 5.0 g of surfactant (volgonate), 50.0 g of boric acid and 500.0 g of glycerin are added to 210.0 g of fresh water. After stirring, 100.0 g of ammonium nitrate, 2.5% wt. aluminum
Глицерин и борная кислота, входящие и в прототип, и в предлагаемый состав, образуют в растворе сильную глицеринборную кислоту с низкими значениями рН. Добавление соли алюминия (гидроксохлорида алюминия) в растворы приводит к снижению водородного показателя (рН) предлагаемого состава по сравнению с прототипом. Так, значения рН растворов прототипа, содержащие 2% мас. ПАВ, 5% мас. борной кислоты и 50% мас. глицерина находятся в интервале 2.9-3.1 ед. рН, а значения рН предлагаемого состава, также содержащие 2% мас. ПАВ, 5% мас. борной кислоты и 50% мас. глицерина (составы 9, 10) и дополнительно 2.0-2.5% мас. соли алюминия (гидроксохлорида алюминия), находятся в интервале 2.5-2.7 ед. рН. Более низкие значения рН растворов предлагаемого состава обеспечивают увеличение его растворяющей способности по отношению к карбонатному коллектору и пролонгированность действия. Низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволяют им вступать в реакцию с карбонатной породой коллектора, но за счет повышенной вязкости системы реакция растворения карбонатной породы имеет невысокую скорость и является пролонгированной. Варьируя соотношения компонентов состава, можно регулировать их растворяющую способность по отношению к карбонатному коллектору, фиг. 1. Растворяющую способность растворов предлагаемого состава по отношению к карбонатным породам определяли гравиметрическим методом по скорости реакции растворов с мрамором. Определив массу и площадь поверхности куски мрамора, помещали в бюксы с растворами и выдерживали при комнатной температуре 20-23°С в течение 24 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:Glycerin and boric acid, included in both the prototype and the proposed composition, form a strong glycerol boric acid in solution with low pH values. The addition of an aluminum salt (aluminum hydroxochloride) to solutions leads to a decrease in the hydrogen index (pH) of the proposed composition in comparison with the prototype. So, the pH values of solutions of the prototype containing 2% wt. Surfactant, 5% wt. boric acid and 50% wt. glycerol are in the range of 2.9-3.1 units. pH, and the pH value of the proposed composition, also containing 2% wt. Surfactant, 5% wt. boric acid and 50% wt. glycerin (
Vp=(mo-m)/(S⋅τ),V p = (m o -m) / (S⋅τ),
где Vp - скорость реакции, г/м2⋅ч;where V p is the reaction rate, g / m 2 ⋅h;
mo - масса куска мрамора до проведения опыта, г;m o is the mass of a piece of marble before the experiment, g;
m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;m is the mass of a piece of marble after the experiment, g;
S - площадь куска, м2;S is the area of the piece, m 2 ;
τ - время опыта, час.τ is the time of the experiment, hours.
Так как растворы предлагаемого состава являются кислотными, с рН 2.5-3.3 ед. рН, а их вязкость меняется в интервале от 3.7 до 47.6 мПа⋅с, таблица 1, их взаимодействие с карбонатным коллектором будет определяться и значением рН, и вязкостью раствора, при этом на скорость взаимодействия прежде всего будет оказывать влияние вязкость раствора. В растворах с большей вязкостью взаимодействие композиций с породой коллектора будет более медленным, но пролонгированным.Since the solutions of the proposed composition are acidic, with a pH of 2.5-3.3 units. pH, and their viscosity varies in the range from 3.7 to 47.6 mPa⋅s, Table 1, their interaction with the carbonate reservoir will be determined by both the pH value and the viscosity of the solution, while the rate of interaction will primarily be influenced by the viscosity of the solution. In solutions with higher viscosity, the interaction of the compositions with the reservoir rock will be slower, but prolonged.
Исследование совместимости растворов предлагаемого состава с минерализованными пластовыми водами показало, что при разбавлении растворов в 2, 10 и 100 раз моделью пластовой воды с общей минерализацией 62 г/л выпадения осадка не наблюдается.The study of the compatibility of solutions of the proposed composition with saline formation waters showed that when the solutions are diluted by 2, 10 and 100 times with the model of formation water with a total salinity of 62 g / l, no precipitation is observed.
Лабораторные исследования зависимости от рН буферной емкости предлагаемого состава проведены до и после термостатирования при различных температурах. Экспериментально буферную емкость состава определяли на основании кривых титрования исследуемого раствора сильной кислотой и сильным основанием. Для исследований растворы термостатировали в герметично закрывающихся стальных ячейках в воздушном термостате при температуре 90°С в течение 1 суток и при 150°С в течение 8 часов. На фиг. 2 приведена зависимость от рН буферной емкости растворов предлагаемого состава до и после термостатирования при температурах 90 и 150°С и состава прототипа после термостатирования при температуре 150°С. До термостатирования максимум буферной емкости предлагаемого состава находится в кислой области рН 2-4, что обусловлено образованием сильной глицеринборной кислоты. После термостатирования максимум буферной емкости находится при рН 9-10, что связано с образованием комплексной боратно-аммиачной буферной системы в результате гидролиза карбамида (аммиак, образующийся при гидролизе карбамида, нейтрализует глицеринборную кислоту, образуя с ее солью и нитратом аммония боратно-аммиачную буферную систему с максимумом в области рН 9-10, оптимальной для целей нефтевытеснения). Добавление в предлагаемый состав нитрата аммония обеспечивает его более высокую буферную емкость по сравнению с прототипом. При увеличении температуры термостатирования значения максимальной буферной емкости предлагаемого состава повышаются. После термостатирования при 150°С значения максимальной буферной емкости предлагаемого состава в 1.6-3.0 раза выше, чем у прототипа, фиг. 2.Laboratory studies of the pH dependence of the buffer capacity of the proposed composition were carried out before and after thermostating at different temperatures. Experimentally, the buffer capacity of the composition was determined on the basis of titration curves of the test solution with a strong acid and a strong base. For research, the solutions were thermostated in hermetically sealed steel cells in an air thermostat at a temperature of 90 ° C for 1 day and at 150 ° C for 8 hours. FIG. 2 shows the dependence on the pH of the buffer capacity of solutions of the proposed composition before and after thermostating at temperatures of 90 and 150 ° C and the composition of the prototype after thermostating at 150 ° C. Before thermostating, the maximum buffer capacity of the proposed composition is in the acidic range of pH 2-4, which is due to the formation of strong glycerol boric acid. After thermostating, the maximum of the buffer capacity is at pH 9-10, which is associated with the formation of a complex borate-ammonia buffer system as a result of hydrolysis of carbamide (ammonia formed during the hydrolysis of carbamide neutralizes glycerolboric acid, forming a borate-ammonium buffer system with its salt and ammonium nitrate with a maximum in the range of pH 9-10, which is optimal for oil displacement purposes). The addition of ammonium nitrate to the proposed composition provides its higher buffering capacity compared to the prototype. With an increase in the temperature control, the values of the maximum buffer capacity of the proposed composition increase. After thermostating at 150 ° C, the values of the maximum buffer capacity of the proposed composition are 1.6-3.0 times higher than that of the prototype, FIG. 2.
Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида и нейтрализации карбонатной породы углекислый газ вызывает снижение вязкости нефти, что приводит к благоприятному изменению соотношения подвижностей нефти и водной фазы и дополнительному нефтевытеснению. Эффективность предлагаемого состава определяли по изменению реологических свойств нефти до и после взаимодействия с предлагаемым составом.Carbon dioxide formed in the reservoir due to hydrolysis of carbamide and neutralization of carbonate rock causes a decrease in oil viscosity, which leads to a favorable change in the ratio of oil and water phase mobility and additional oil displacement. The effectiveness of the proposed composition was determined by the change in the rheological properties of oil before and after interaction with the proposed composition.
Моделируя область паротеплового воздействия, нефть Усинского месторождения термостатировали с предлагаемым составом 3, 9 и 12 при 90, 150 и 250°С в течение 3, 1 суток и 4 часов, соответственно. Термостатирование нефти с составами проводили следующим образом. В герметично закрывающуюся ячейку, выполненную из легированной стали, помещали системы: «нефть - состав» в соотношении 2:1 и ставили в воздушный термостат при различных температурах. Через определенное время ячейку вынимали из термостата и охлаждали.Modeling the area of thermal steam impact, the oil from the Usinskoye field was thermostated with the proposed composition of 3, 9 and 12 at 90, 150 and 250 ° C for 3, 1 days and 4 hours, respectively. Thermostating of oil with the compositions was carried out as follows. In a hermetically sealed cell, made of alloy steel, systems were placed: "oil - composition" in a ratio of 2: 1 and placed in an air thermostat at different temperatures. After a certain time, the cell was removed from the thermostat and cooled.
Методом вибрационной вискозиметрии с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком проводили исследования зависимости вязкости нефти до и после термостатирования с растворами состава от температуры в процессе нагревания от 20 до 70-90°С.By the method of vibration viscometry using a vibration viscometer "Rheokinetics" with a tuning fork, the dependence of oil viscosity before and after thermostating with solutions of the composition on temperature during heating from 20 to 70-90 ° C was studied.
Исследования проводили следующим образом:The research was carried out as follows:
- в термостатируемую ячейку помещали 5 мл нефти;- 5 ml of oil was placed in a thermostatted cell;
- зонд камертонного датчика опускали в нефть и включали термостат;- the probe of the tuning fork was lowered into the oil and the thermostat was turned on;
- фиксировали значения вязкости через каждые 10 градусов, предварительно выдержав при этой температуре 10 минут.- the values of viscosity were recorded every 10 degrees, after holding at this temperature for 10 minutes.
На фиг. 3 приведены результаты исследований влияния на реологические характеристики нефти Усинского месторождения растворов предлагаемого состава в процессе термостатирования при различных температурах. Под действием высокой температуры карбамид, входящий в раствор композиции, гидролизуется с образованием углекислого газа, который растворяется в нефти. Поэтому в системе нефть - раствор нефтяная фаза будет обогащена СО2, который снижает вязкость нефти. Для сравнения, после термостатирования с дистиллированной водой вязкость нефти снижается в зависимости от температуры термостатирования минимально на 16% (после термостатирования при 90°С) и максимально после термостатирования при 250°С в 2.2 раза. При термообработке с растворами состава вязкость нефти снижается минимально в 3.6 раза, максимально - в 5.5 раз, фиг. 3. Кроме того, проведены исследования влияния состава на температуру застывания нефти. Определение температуры застывания нефти проводили по ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания». Термостатирование нефти с растворами предлагаемого состава приводит к снижению температуры застывания нефти. После термостатирования нефти с дистиллированной водой при температурах 90, 150 и 250°С температура застывания нефти снижается незначительно, с минус 13 до минус 17-18°С. После термостатирования нефти при температурах 90, 150 и 250°С с предлагаемым составом температура застывания нефти снижается значительно, до минус 24-29°С, таблица 3.FIG. 3 shows the results of studies of the effect of solutions of the proposed composition on the rheological characteristics of oil from the Usinsk field during thermostating at various temperatures. Under the influence of high temperature, urea entering the solution of the composition is hydrolyzed to form carbon dioxide, which dissolves in oil. Therefore, in the oil-solution system, the oil phase will be enriched with CO 2 , which reduces the oil viscosity. For comparison, after thermostating with distilled water, the viscosity of oil decreases, depending on the thermostating temperature, by at least 16% (after thermostating at 90 ° C) and by a factor of 2.2 after thermostating at 250 ° C. During heat treatment with solutions of the composition, the oil viscosity decreases by a minimum of 3.6 times, and a maximum of 5.5 times, Fig. 3. In addition, studies of the effect of the composition on the pour point of oil were carried out. The determination of the pour point of oil was carried out in accordance with GOST 20287-91 “Petroleum products. Methods for determining the pour point and pour point ". Thermostating of oil with solutions of the proposed composition leads to a decrease in the pour point of oil. After thermostating oil with distilled water at temperatures of 90, 150 and 250 ° C, the pour point of oil decreases slightly, from minus 13 to minus 17-18 ° C. After thermostating oil at temperatures of 90, 150 and 250 ° C with the proposed composition, the pour point of oil decreases significantly, to minus 24-29 ° C, table 3.
Проведено исследование влияния закачки предлагаемого состава на фильтрационные характеристики и коэффициент нефтевытеснения модели неоднородного пласта пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, приготовленной из дезинтегрированного мрамора, моделирующего карбонатный коллектор, в интервале температур 23-150°С. Для изучения фильтрационных характеристик были приготовлены модели неоднородного пласта, состоящие из двух колонок, заполненных дезинтегрированным мрамором. Проницаемость колонок в первой модели составляла 2.849 и 1.091 мкм2, во второй - 1900 и 0.600 мкм2. Для нефтевытеснения использовали в первой модели состав 1, во второй - состав 11 (фиг. 4).The study of the influence of the injection of the proposed composition on the filtration characteristics and the oil displacement coefficient of the model of a heterogeneous reservoir of the Permian-Carboniferous reservoir of the Usinsk field, made of disintegrated marble, simulating a carbonate reservoir, in the temperature range 23-150 ° C. To study the filtration characteristics, models of a heterogeneous formation were prepared, consisting of two columns filled with disintegrated marble. The permeability of the columns in the first model was 2.849 and 1.091 µm 2 , in the second - 1900 and 0.600 µm 2 . For oil displacement used in the first model composition 1, in the second - composition 11 (Fig. 4).
В первой модели пласта в направлении «пласт - скважина» фильтровали модель пластовой воды Усинского месторождения. Фильтрация (фильтрационный поток) проходила преимущественно через первую (более высокопроницаемую) колонку. При пропускании объема воды, равного 1.8 объема пор модели, при 23°С коэффициент нефтевытеснения водой для первой и второй колонок составил, соответственно, 48.20 и 1.77%, фиг. 4.In the first reservoir model, the reservoir water model of the Usinsk field was filtered in the direction "reservoir - well". Filtration (filtration flow) passed mainly through the first (higher permeability) column. When passing a volume of water equal to 1.8 of the pore volume of the model at 23 ° C, the oil displacement coefficient for the first and second columns was 48.20 and 1.77%, respectively, Fig. 4.
В направлении «скважина - пласт» закачали состав 1 в объеме 0.5 объема пор и протолкнули на заданное расстояние водой. При этом в первую колонку вошло 70%, во вторую - 30% объема закачанного раствора. Модель выдержали 12 часов и в направлении «пласт - скважина» продолжили нагнетание воды. В результате обработки раствором состава 1 и последующего вытеснения водой наблюдался прирост коэффициента нефтевытеснения на 1.66 и 12.86% из первой и второй колонок, соответственно. Максимальный перепад давления между входом и выходом модели неоднородного пласта при этом составил 21.7 атм/м. Поднятие температуры модели до 50°С и фильтрация через нее воды не привело к дополнительному нефтевытеснению, увеличились лишь скорость фильтрации и подвижность жидкости в колонках.Composition 1 was injected in the direction "well - reservoir" in a volume of 0.5 pore volumes and pushed at a predetermined distance with water. At the same time, the first column included 70%, the second - 30% of the injected solution volume. The model was kept for 12 hours and water injection was continued in the direction "reservoir - well". As a result of treatment with a solution of composition 1 and subsequent displacement with water, an increase in the oil displacement ratio by 1.66 and 12.86% from the first and second columns, respectively, was observed. The maximum pressure drop between the inlet and outlet of the heterogeneous reservoir model was 21.7 atm / m. Raising the model temperature to 50 ° С and filtering water through it did not lead to additional oil displacement, only the filtration rate and fluid mobility in the columns increased.
Затем подняли температуру модели неоднородного пласта до 90°С и продолжили фильтрацию. Повышение температуры привело к увеличению подвижности жидкости в колонках из-за снижения вязкости нефти и дополнительному вытеснению нефти из колонок на 1.5 и 11.0% из первой и второй колонок, соответственно. Дальнейшее увеличение температуры модели неоднородного пласта и фильтрация воды через нее не привели к дополнительному нефтевытеснению.Then the temperature of the heterogeneous reservoir model was raised to 90 ° C and filtration continued. An increase in temperature led to an increase in fluid mobility in the columns due to a decrease in oil viscosity and additional oil displacement from the columns by 1.5 and 11.0% from the first and second columns, respectively. A further increase in the temperature of the heterogeneous reservoir model and water filtration through it did not lead to additional oil displacement.
В целом по модели коэффициент нефтевытеснения за счет вытеснения водой и использования предлагаемого состава 1 составил для первой и второй колонок 53.61 и 35.81% (среднее по модели 45.21%). Прирост коэффициента нефтевытеснения за счет использования состава составил по первой и второй колонкам 5.40 и 35.04% (в среднем по модели 20.22%). Из полученных результатов следует, что применение предлагаемого состава позволило выровнять фильтрационные потоки и подключить к разработке более низкопроницаемую колонку, то есть привело к увеличению охвата пласта заводнением и тепловым воздействием, а также к увеличению коэффициента нефтевытеснения.In general, according to the model, the oil displacement coefficient due to displacement by water and the use of the proposed composition 1 was 53.61 and 35.81% for the first and second columns (the average for the model was 45.21%). The increase in the oil displacement ratio due to the use of the composition was 5.40 and 35.04% in the first and second columns (on average for the model 20.22%). From the results obtained, it follows that the use of the proposed composition made it possible to level the filtration flows and connect a lower-permeable column to the development, that is, it led to an increase in the sweep of the reservoir by waterflooding and thermal impact, as well as to an increase in the oil displacement coefficient.
На фиг. 4 представлены результаты изучения влияния закачки состава 11 на фильтрационные характеристики и коэффициент нефтевытеснения модели неоднородного пласта пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, приготовленной из дезинтегрированного мрамора, с проницаемостью колонок 1.900 и 0.600 мкм2.FIG. 4 shows the results of studying the effect of injection of
Через модель неоднородного пласта в направлении «пласт - скважина» при температуре 23°С фильтровали модель пластовой воды Усинского месторождения до полной обводненности продукции на выходе. Фильтрация проходила при градиенте давления 1-1.5 атм/м. Коэффициенты нефтевытеснения для первой и второй колонок составили 61.5 и 21.0%, соответственно. Далее температуру модели неоднородного пласта подняли до 150°С и выдержали в течение 24 часов. После этого через модель неоднородного пласта в направлении «пласт - скважина» возобновили фильтрацию модели пластовой воды Усинского месторождения, при этом наблюдалось дополнительное нефтевытеснение. Прирост коэффициента нефтевытеснения при 150°С составил 5.8 и 10.7% для первой и второй колонок, соответственно. В направлении «скважина - пласт» закачали оторочку 0.5 объема пор состава 11 и протолкнув водой выдержали в течение 24 часов.Through the model of a heterogeneous reservoir in the direction "reservoir - well" at a temperature of 23 ° C, the reservoir water model of the Usinskoye field was filtered until the product was completely water cut at the outlet. Filtration took place at a pressure gradient of 1-1.5 atm / m. Oil displacement ratios for the first and second columns were 61.5 and 21.0%, respectively. Then the temperature of the heterogeneous reservoir model was raised to 150 ° C and held for 24 hours. After that, the filtration of the model of formation water of the Usinskoye field was resumed through the model of a heterogeneous reservoir in the direction “reservoir - well”, while additional oil displacement was observed. The increase in the oil displacement coefficient at 150 ° C was 5.8 and 10.7% for the first and second columns, respectively. In the direction "well - formation", a rim of 0.5 pore volume of
Градиент давления при закачке композиции составлял 4.5 атм/м. В направлении «пласт - скважина» фильтровали модель пластовой воды до полной обводненности продукции на выходе из колонок. Прирост коэффициентов нефтевытеснения для первой и второй колонок составил 7.9 и 14.8%, соответственно. Далее модель неоднородного пласта выдержали при 150°С в течение 48 часов, после этого возобновили фильтрацию модели пластовой воды в направлении «пласт - скважина» только через вторую (менее проницаемую) колонку. При этом наблюдался прирост коэффициента нефтевытеснения по второй колонке на 7.2%.The pressure gradient during injection of the composition was 4.5 atm / m. In the direction "reservoir - well", the reservoir water model was filtered until the product was completely water-cut at the outlet of the columns. The increase in oil displacement coefficients for the first and second columns was 7.9 and 14.8%, respectively. Further, the heterogeneous reservoir model was kept at 150 ° C for 48 hours, after which the filtration of the reservoir water model in the "reservoir - well" direction was resumed only through the second (less permeable) column. At the same time, an increase in the oil displacement coefficient in the second column was observed by 7.2%.
В направлении «скважина - пласт» при температуре 150°С во вторую колонку закачали вторую оторочку состава 11, 0.25 объемов пор, и, протолкнув оторочкой модели пластовой воды, оставили на 24 часа. После выдерживания в направлении возобновили нагнетание модели пластовой воды Усинского месторождения в направлении «пласт - скважина». Прирост коэффициента нефтевытеснения для второй колонки составил 10.2%.In the direction "well - reservoir" at a temperature of 150 ° C, a second slug of
После этого фильтровали модель пластовой воды Усинского месторождения через обе колонки в направлении «пласт - скважина». Небольшой прирост коэффициента нефтевытеснения наблюдался только для второй колонки 0.5%.After that, the model of formation water of the Usinskoye field was filtered through both columns in the direction "formation - well". A small increase in the oil displacement ratio was observed only for the second column of 0.5%.
Суммарный коэффициент нефтевытеснения водой и составом 11 составил для первой и второй колонок 75.2 и 64.4% (средний по модели 69.8%). Прирост коэффициентов нефтевытеснения за счет использования состава 11 составил 13.7 и 43.5% для первой и второй колонок, соответственно (средний по модели 28.6%).The total oil displacement coefficient of water and
Анализ проб воды, отобранных в процессе эксперимента, показал после первой закачки состава 11 наличие в 1-й и 2-й колонках карбамида с концентрацией 78.5 и 15.0 г/л, соответственно. После второй закачки состава 11 и последующей фильтрации через вторую колонку при температуре 150°С, концентрация карбамида в ней снижается с 300 до 36.7 г/л, а после совместной фильтрации через обе колонки концентрация карбамида в первой и второй колонках снижается до следовых количеств, что связано с гидролизом карбамида при высокой температуре. Значения водородного показателя после обработки составом 11 увеличиваются с 6.8 до 8.8-9.4 ед. рН.Analysis of water samples taken during the experiment showed, after the first injection of
Исследование влияния закачки предлагаемого состава на фильтрационные характеристики и коэффициенты нефтевытеснения моделей неоднородного пласта пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения показало, что предлагаемый состав обеспечивает увеличения охвата пласта заводнением и тепловым воздействием, а также высокий прирост коэффициентов нефтевытеснения, особенно из более низкопроницаемыхмоделей пласта: по высокопроницаемым колонкам прирост коэффициентов нефтевытеснения составил 5.40-13.7%, по более низко проницаемым колонкам 35.81-43.5%, в среднем по моделям 20.2-28.6%, что обеспечило достаточно высокие суммарные коэффициенты нефтевытеснения. Предлагаемый состав имеет более высокий прирост коэффициентов вытеснения по сравнению с прототипом (у прототипа прирост коэффициентов нефтевытеснения составил в среднем по моделям 16.5-22.4%), особенно по более низко проницаемым колонкам. При этом суммарные коэффициенты нефтевытеснения в среднем по моделям у предлагаемого состава находятся в области 45.2-69.8%, а у прототипа - в области 28.6-61.7.Investigation of the influence of injection of the proposed composition on the filtration characteristics and oil displacement coefficients of models of a heterogeneous reservoir of the Permian-Carboniferous reservoir of the Usinsk field showed that the proposed composition provides an increase in the sweep of the reservoir by waterflooding and thermal impact, as well as a high increase in oil displacement coefficients, especially from lower-permeability reservoir models: for high-permeability columns the increase in oil displacement coefficients was 5.40-13.7%, for lower permeable columns 35.81-43.5%, on average for the models 20.2-28.6%, which ensured rather high total oil displacement coefficients. The proposed composition has a higher increase in displacement coefficients compared to the prototype (in the prototype, the increase in oil displacement coefficients averaged 16.5-22.4% for the models), especially for lower permeable columns. In this case, the total oil displacement coefficients on average for the models of the proposed composition are in the range of 45.2-69.8%, and for the prototype - in the range of 28.6-61.7.
Таким образом, предлагаемый состав для увеличения нефтеотдачи позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи как за счет выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением и тепловым воздействием в результате сохранения вязкостных свойств вытесняющего флюида, так и за счет увеличения доотмыва нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти. Предлагаемый состав для увеличения нефтеотдачи является низкозастывающим, имеет низкое межфазное натяжение на границе с пластовой нефтью, совместим с минерализованными пластовыми водами, позволяет регулировать плотность в пределах от 1172 до 1279 кг/м3, вязкость растворов - от 3.2 до 47.6 мПа⋅с, рН - от 2.5 до 3.3 ед. рН. Состав характеризуется замедленной реакцией с карбонатными породами, предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции, оказывает обезвоживающее действие, увеличивает проницаемость пластов-коллекторов. В широком диапазоне пластовых температур, от 20 до 220°С, состав имеет высокую буферную емкость в широком диапазоне рН (от 2.5 до 10 ед. рН), при высоких температурах непосредственно в пласте состав образует щелочную боратно-аммиачную буферную систему, оптимальную для целей нефтевытеснения. При контакте с высоковязкой нефтью при высокой температуре происходит деэмульгирование нефти, снижается вязкость и температура застывания нефти. Thus, the proposed composition for enhancing oil recovery makes it possible to increase the oil recovery factor both by leveling the injectivity profile, redistributing filtration flows, increasing the sweep of the reservoir by waterflooding and thermal impact as a result of maintaining the viscous properties of the displacing fluid, and by increasing the additional oil washing, increasing the oil displacement factor. ... The proposed composition for EOR is waxy, has low interfacial tension at the oil from the reservoir, compatible with the saline formation water, allows to adjust the density in the range of 1172 to 1279 kg / m 3, viscosity of the solutions - from 3.2 to 47.6 mPa.s, pH - from 2.5 to 3.3 units. pH. The composition is characterized by a delayed reaction with carbonate rocks, prevents the formation of insoluble reaction products in a porous medium, has a dewatering effect, and increases the permeability of reservoirs. In a wide range of reservoir temperatures, from 20 to 220 ° C, the composition has a high buffer capacity in a wide pH range (from 2.5 to 10 pH units), at high temperatures directly in the reservoir, the composition forms an alkaline borate-ammonia buffer system, which is optimal for oil displacement. Upon contact with high-viscosity oil at high temperatures, oil demulsification occurs, the viscosity and pour point of oil decrease.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124170A RU2733350C1 (en) | 2019-07-25 | 2019-07-25 | Composition for increasing oil recovery of formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124170A RU2733350C1 (en) | 2019-07-25 | 2019-07-25 | Composition for increasing oil recovery of formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733350C1 true RU2733350C1 (en) | 2020-10-01 |
Family
ID=72926948
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019124170A RU2733350C1 (en) | 2019-07-25 | 2019-07-25 | Composition for increasing oil recovery of formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2733350C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2822526C1 (en) * | 2023-10-30 | 2024-07-08 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Erosion buffer material |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2055167C1 (en) * | 1992-12-04 | 1996-02-27 | Институт химии нефти СО РАН | Compound used for increase of oil recovery from formations |
| RU2361074C2 (en) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions) |
| RU2412985C1 (en) * | 2009-06-24 | 2011-02-27 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН), | Oil sludge washing composition |
| US20120196776A1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-08-02 | Gupta D V Satyanarayana | Oil Field Treatment Fluids |
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
| RU2610958C1 (en) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Method of development of oil deposit |
| RU2627802C1 (en) * | 2016-09-21 | 2017-08-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for enhanced oil recovery |
-
2019
- 2019-07-25 RU RU2019124170A patent/RU2733350C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2055167C1 (en) * | 1992-12-04 | 1996-02-27 | Институт химии нефти СО РАН | Compound used for increase of oil recovery from formations |
| RU2361074C2 (en) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions) |
| RU2412985C1 (en) * | 2009-06-24 | 2011-02-27 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН), | Oil sludge washing composition |
| US20120196776A1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-08-02 | Gupta D V Satyanarayana | Oil Field Treatment Fluids |
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
| RU2610958C1 (en) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Method of development of oil deposit |
| RU2627802C1 (en) * | 2016-09-21 | 2017-08-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for enhanced oil recovery |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2822526C1 (en) * | 2023-10-30 | 2024-07-08 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Erosion buffer material |
| RU2846575C1 (en) * | 2024-12-10 | 2025-09-09 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Method of producing a liquid commodity form of an acid composition for increasing reservoir recovery |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10435618B2 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| CA1145536A (en) | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations | |
| CN102791825B (en) | Use the method based on the tensio-active agent exploitation mineral oil containing C16C18 alkyl propoxylated surfactant | |
| CA2746366C (en) | Foaming composition for high temperature and salinity | |
| CN102791824B (en) | Process for mining mineral oil using butylene oxide-containing alkylalkoxylate-based surfactants | |
| RU2612756C2 (en) | Use of carbon dioxide soluble nonionic surfactants for enhanced crude oil recovery | |
| CA2828519A1 (en) | Foaming composition with wettability modifying and corrosion inhibitory properties for high temperature and ultra-high salinity | |
| BR112017010367B1 (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION | |
| CN110325617B (en) | Surfactant for enhanced oil recovery | |
| CN107075355B (en) | Compound, composition thereof and method for extracting oil and gas using same | |
| RU2546700C1 (en) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) | |
| BR112020000589A2 (en) | methods for the production of crude oil and for the manufacture of a surfactant composition, aqueous surfactant composition, and, use of a solubility intensifier. | |
| Hurd | Adsorption and transport of chemical species in laboratory surfactant waterflooding experiments | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| EP4610328A1 (en) | Water-lock releasing chemical agent for oil and gas reservoirs, preparation method therefor and use thereof | |
| RU2733350C1 (en) | Composition for increasing oil recovery of formations | |
| RU2627802C1 (en) | Composition for enhanced oil recovery | |
| CN116496771A (en) | Ultra-low interfacial tension amphoteric surfactant system and its preparation method and application | |
| RU2572439C1 (en) | Composition to up bed production rate (versions) | |
| US4343711A (en) | Surfactant fluid suitable for use in waterflood oil recovery method | |
| RU2781207C1 (en) | Composition for increasing the petroleum recovery of formations (variants) | |
| RU2715407C1 (en) | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir | |
| SU1501598A1 (en) | Composition for recovering oil from formation | |
| RU2689939C2 (en) | Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201217 Effective date: 20201217 |