Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Состав обладает высокими нефтевытесняющими свойствами и содержит следующие компоненты в мас. %: лигносульфонаты технические 0,1-1,0, в качестве поверхностно-активного вещества на основе синтетического алкиларилсульфоната он содержит синтетическое моющее средство 0,3-0,4, в качестве гидроксидсодержащей добавки - щелочь 0,05-0,1, вода - остальное. 2 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2070280
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 4840752/03
Дата подачи заявки: 18.06.1990
Дата публикации: 10.12.1996
Заявитель(и): Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Автор(ы): Тульбович Б.И.; Михневич В.Г.; Казакова Л.В.; Кожевских В.И.
Патентообладатель(и): Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Описание изобретения: Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для заводнения нефтяного пласта, и предназначено для увеличения нефтеотдачи пластов заводнением при вторичных методах воздействия на пласт.
Цель изобретения повышение нефтевытесняющих свойств состава.
Поставленная цель достигается тем, что известный состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий лигносульфонаты технические, поверхностно-активное вещество на основе синтетического алкиларилсульфоната, гидроксидсодержащую добавку и воду, в качестве ПАВ на основе синтетического алкиларилсульфоната содержит синтетическое моющее средств, а в качестве гидроксидсодержащей добавки щелочь при следующем соотношении ингредиентов, мас.
лигносульфонаты 0,1-1,0
синтетическое моющее средство 0,3-0,4
щелочь 0,05-0,1
вода остальное.
Как известно, при вторичных методах воздействия на пласт, например, при заводнении, не удается всю нефть извлечь из нефтяного пласта. Часть нефти остается там в виде пленки на породе в обводненной части пласта, а другая часть нефти остается в слабопроницаемых зонах пласта, куда вода при заводнении не прошла. Та часть нефти, которая осталась в виде пленки в обводненной части пласта, может быть легко вымыта нефтевымывающими составами, а другую часть нефти, оставшуюся в слабопроницаемых зонах пласта, вытеснить очень сложно. А как известно из статьи М.Л.Сургучева и др. "Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненном пласте", ж. Нефтяное хозяйство, N 9, 1988, с.31, остаточная нефть в виде пленки в обводненной части пласта составляет только 31% от всего объема остаточной нефти в пласте и в 2 раза больше остаточной нефти (69%), расположенной в слабопроницаемых прослоях, застойных зонах, линзах и других областях, связанных с неоднородностью строения пласта. Вытеснение этой нефти позволит увеличить коэффициент нефтеотдачи.
При закачке состава по изобретению он вначале проникнет в высокопроницаемые обводненные зоны, ранее промытые водой. ЛСТ и СМС в присутствии щелочи, по-видимому, адсорбируются на поверхности пористой среды, снижая тем самым проницаемость этой среды. Последующие закачиваемые порции состава в результате вышеизложенного будут проникать в низкопроницаемые зоны и благодаря высокой поверхностной активности будут смывать нефть, не вытесненную водой ранее.
Состав по изобретению был испытан в лабораторных условиях. Для его получения были использованы следующие реагенты:
синтетическое моющее средство (СМС), ГОСТ 25-644-83;
лигносульфонаты технические (ЛСТ), представляют собой натриевые соли лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих и минеральных веществ, ТУ 13-0281036-05-89, густая жидкость темно-коричневого цвета с содержанием основного вещества не менее 48%
щелочь: едкий натр, ГОСТ 11078-78;
вода пресная общей жесткостью 5 мг-экв/л.
Изобретение реализуется следующим образом. К 0,3 г СМС добавляют 0,05 г щелочи и 1 л ЛСТ, смесь разбавляют пресной водой до объема 100 г и перемешивают стеклянной палочкой 10 мин и получают раствор коричневого цвета со следующим содержанием ингредиентов, мас. СМС 0,3; ЛСТ 1,0; щелочь 0,05; вода остальное.
Составы с другим содержанием ингредиентов готовят аналогичным образом.
В ходе лабораторных испытаний определяли способность предлагаемого состава снижать межфазное натяжение на границе с нефтью и влиять на фильтрационные характеристики пород-коллекторов.
Для исследований по измерению межфазного натяжения готовили модель нефти путем разбавления поверхностной нефти керосином до параметров, соответствующих нефти в пластовых условиях. Исследуемое месторождение 1 представлено моделью нефти 1 с плотностью 832 кг/м3, вязкостью 4,3 мПа·c, межфазное натяжение на границе с водой 28 мН/м.
Межфазное натяжение измеряли на границе модель нефти раствор состава сталагмометрическим способом по методике УфНИ.
Результаты исследований об ингредиентном составе и свойствах о межфазном натяжении и вязкости предлагаемого состава и известных составов по прототипу и аналогу приведены в табл.1.
Также были проведены лабораторные исследования по определению проницаемостей реальных горных пород с использованием предлагаемого состава и известного по прототипу.
Исследования проводили на керне, представленном карбонатными породами с проницаемостью 0,05-0,30 мкм2 (для терригенных пород состав по изобретению оказался неэффективен).
При испытании использовали следующие модели нефти:
модель нефти II с вязкостью 32,0 мПа·с, плотностью 886 кг/м3;
модель нефти III с вязкостью 2,5 мПа·с, плотностью 804 кг/м3.
В ходе лабораторных испытаний осуществляли фильтрацию водных растворов предлагаемого состава на установке УИПК на единичных образцах с остаточной нефтенасыщенностью по следующей методике:
создавали остаточную нефтенасыщенность при прокачивании 2-5 объемов пор воды;
фильтровали 5 объемов пор воды и определяли коэффициент проницаемости K1пр.в и давление ΔP1в;;
фильтровали 3 объема пор раствора состава и определяли коэффициент проницаемости Кпр.р и давление ΔPр;;
фильтровали 5 объемов пор воды и определяли коэффициент проницаемости по воде K2пр.в и давление ΔP2в..
Эффективность составов в отношении нефтевытесняющих свойств оценивалась по фактору сопротивления (Ф), т.е. по величине отношения проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности после введения раствора состава (K2пр.в) к аналогичной величине до фильтрации этого состава (K1пр.в)..
В табл. 2 представлены результаты фильтрации через нефтеводонасыщенный образец керна предлагаемого состава и состава по прототипу, которые показывают, что при закачивании в карбонатный керн предлагаемого состава наблюдается снижение проницаемости этого керна. Так, например, для последующих после состава объемов воды фильтрация снижается на 30-90% за счет чего в промысловых условиях увеличивается охват пласта заводнением. При фильтрации растворов состава через образцы керна во всех образцах отмечены дополнительные нефтепроявления, чего не наблюдалось при фильтрации раствора состава по прототипу.
Кроме того, после прокачки через образец керна предлагаемого состава последующая прокачка воды осуществляется уже при более высоких давлениях, нежели до фильтрации состава, что еще раз доказывает снижение проницаемости породы после обработки ее поверхности раствором состава, приводящей к увеличению охвата пласта заводнением.
Формула изобретения: Состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий лигносульфонаты технические, поверхностно-активное вещество на основе синтетического алкиларилсульфоната, гидроксидсодержащую добавку и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтевытесняющих свойств состава, в качестве поверхностно-активного вещества на основе синтетического алкиларилсульфоната он содержит синтетическое моющее средство, а в качестве гидроксидсодержащей добавки щелочь при следующем соотношении ингредиентов, мас.
Лигносульфонаты технические 0,1 1,0
Синтетическое моющее средство 0,3 0,4
Щелочь 0,05 0,1
Вода Остальное