SU1477252A3

SU1477252A3 - Водный раствор дл извлечени нефти из геологического пласта

Info

Publication number: SU1477252A3
Application number: SU833679921A
Authority: SU
Inventors: Герман Бюрк Джост
Original assignee: Стауффер Кемикал Компани (Фирма)
Priority date: 1982-12-29
Filing date: 1983-12-28
Publication date: 1989-04-30
Also published as: GB2132664B; MY8600627A; AU2184483A; NO834843L; BR8307206A; GB8334270D0; GB2132664A; AU556313B2

Abstract

Изобретение относитс к добыче нефти из геологических пластов. Цель - увеличение извлечени за счет создани межфазного нат жени между водным раствором щелочи и нефтью от 0,04 до 0,055 дины/см и сохранение в зкости раствора, по крайней мере равной 50% в зкости добываемой нефти. Раствор содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас.% : в качестве полимера частично гидролизованный полиакриламид 0,3810-0,3853, в качестве щелочи частично гидролизованный полиакриламид NA₂CO₃ или NAOH, или NA₄SIO₄ 0,64-0,85

вода остальное. Раствор готов т путем растворени ингредиентов в воде. Использование данного раствора дает хорошую добычу нефти в услови х низкой в зкости и межповерхностного нат жени . Данный раствор имеет превосходные характеристики нагнетани . 7 ил., 7 табл.

Description

1

Изобретение относитс к добыче нефти из геологических пластов посредством заводнени пласта водным раствором полимера и щелочи.

Целью изобретени вл етс увеличение извлечени нефти.

Водный раствор дл извлечени нефти из пласта содержит щелочь и полимер и имеет в зкость, котора составл ет по крайней мере 50% в зкости добываемой нефти, концентраци щелочи в растворе такова, что межфазное нат жение между водным раствором щелочи и нефтью составл ет 0,04 - 0,055 дин/см, причем в качестве полимера он содержит частично гидролизованный полиакриламид, а

в качестве щелочи - NaaC03, или NaOH, или Na4SiO } при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Частично гидролизованный

полиакриламид Та2СО,, или

0,3-810-03853

NaOH, или

Na4Si04 0,64-0,85

ВодаОстальное

На фиг.1 показано схематически устройство, примен емое в процессе 1 заводнени колонки породы; на фиг. 2-6 - значени давлени , или факторы сопротивлени дл заводнени колонки породы; фиг. 7 - график меж поверхностного нат жени между разЯ -

ьэ

ел

ts3

С/

личными растворами щелочи и сырой нефтью.

Водный раствор щелочи и полимера содержит компоненты щелочи и водорастворимого полимера, которые отдельно и в комбинации примен ют в процессе извлечени остаточной нефти из геологических пластов посредством закачки водных растворов через пласт.

Можно примен ть полимеры различных типов, включа акриламидные полимеры , полисахариды, целлюлозы,акриловые полимеры и полиалкиленовые окислы. Примерами акриламидных полимеров вл ютс частично гидролизован- ные (например, 15-35%-ной степени гидролиза) полиакриламиды, например Цианатрол фирмы Америкэн Цианамид1, привитые сополимеры крахмала и акрил амида-, сополимеры NjN-диметилакрил- амида, акриламид и сополимеры 2-ак- риламид-2-метилпропансульфонат/акрил амид. Полисахаридом, который мож- но примен ть, вл етс ксантанова смола. Можно примен ть селероглюкан, который получают посредством ферментации глюкозы с р дом грибков Sele- rotium. К целлюлозе, которую можно примен ть, относ тс гидроксиэтил- целлюлоза, карбоксиметилцеллюлоза, полимеры сложных эфиров сульфата натри и целлюлозы.

Примен емый полимер предпочтительно содержитс в водном растворе в достаточном количестве дл обеспечени в зкости водного раствора по Брукфилду, котора составл ет по крайней мере 50% соответствующей в зкости остаточной нефти в геологическом пласте. В зкость водных растворов может превышать в зкость нефти (например, быть равной примерно 150% в зкости нефти), однако по экономи- ческим причинам это нецелесообразно. Предпочтительна в зкость раствора, содержащего полимер, котора приближаетс к в зкости сырой нефти. В зависимости от типа полимера, нефти и температуры в геологическом пласте достаточна концентраци примерно 1000 - 5000 ч. на тыс. полимера по весу воды, например 3500-4000 ч. на тыс. полиакриламида.

Щелочными материалами вл ютс водорастворимые вещества, примен в- Гидроокись мые дл освобождени ионов гидрокси- натри

д

5 0 5 0

5

0

Гидроокись натри

ла в водном растворе, которые имеют достаточную щелочную реакцию с нефтью дл значительного снижени поверхностного нат жени между остаточной нефтью и водным раствором, содержащим щелочь и полимер. Предпочтительными вл ютс соединени щелочного металла, например, те,которые содержат натрий или калий как катионы. Примерами щелочных материалов вл ютс ,, KzCOj, NaOH, КОН, Na4Si04, K4Si04. Предпочтительным вл етс карбонат натри ,так как он обеспечивает, высокую степень нагнетани (создает меньшее сопротивление потоку) во врем ввода в геологический пласт по сравнению с обычным уровнем улучшени межповерхностного нат жени .

Дл определени количества щелочи в водном растворе можно построить известным способом график (фиг.7), на котором представлено межфазное нат жение между щелочными растворами различной концентрации и сырой нефтью. Минимальное межфазное нат жение между раствором, содержащим щелочь, и сырой нефтью можно определить с помощью тензометра, например, способом падающей или вращающейс капли..

График на фиг.7 построен в соответствии с примерами, описанными дл определенного количества различных концентраций гидроокиси натри ,карбоната натри и ортосиликата натри . С его помощью можно определ ть приближенные характеристики межфазного нат жени между различными щелочами и данной сырой нефтью. Н-а основании этого графика выбирают начальные концентрации щелочи, соответствующие или приближающиес к минимальным значени м межфазного нат жени , представленным на графике. В примерах были выбраны следующие концентрации щелочи и согласно графику даны следующие приближенные значени межповерхностного нат жени в щелочном растворе при контакте с сырой нефтью:

Щелочь Концентраци

(0,5 мас.% щелочи,

Na40) мас.%

Межповерхностное нат жение, дин/см

0,640

0,055

К рбонат

натри

Ортосиликат

натри

0,850

0,05

0,04

0,764

Концентраци щелочи, вводимой в геологический пласт (вместе с водой и полимером), должна обеспечить создание межфа ного нат жени меньше 0,1 дин/см, предпочтительно меньше 0,07 дин/см.

Другой формой расхода щелочи вл етс осаждение определенных видов анионов из щелочи в результате при- сутстви растворенных катионов (например , , Мр; и т.д.) в погребенной воде геологического пласта.Чтобы определить расход щелочи вследствие осаждени многовалентных ионов, можно измерить воду от предыдущих заводнений на степень осаждени .

° В некоторых случа х не об зательно вводить достаточное количество щелочи в пласт породы дл определен- ных условий минимального межповерхностного нат жени (например, меньше 0,1 дин/см, предпочтительно меньше 0,07 дин/см), относ щихс ко всему геологическому пласту,

Водный раствор тделочи и полимера можно вводить в геологический пласт., например, при температуре примерно 35-95 С в достаточном количестве дл вытеснени нефти (например, с поро- вым объемом примерно 0,1-1,0 объема пор пласта) и дл извлечени остаточной нефти из геологического пласта. Инжекцию раствора щелочи и полимера в пласт можно осуществл ть до или после применени других способов добычи нефти, например посредством заводнени и т.д. Такой способ предпочтительно примен ют в третичной добыче нефти (например, после первичной добычи путем закачки и вторичной добычи путем заводнени ).

Примеры 1-5. Произвели р д заводнений колонок породы с сырой нефтью. В примере 1 примен ли только полимер (сравнительный пример), в примерах 2-5 - раствор по изобретению (см. фиг. .-б).

Колонки размером 2 дюйма (50,8мм) х 2 фута (610 мм) из песчаника Вег- са нарезали из одного блока породы дл достижени оптимальной воспроизводимости данных. Свойства этих колонок показаны в. табл.1. Колонки за

ю

15 20

25 30

35 40 45 50

55

526

делали в жаропрочную смолу с отводами дл измерени давлени через смолу к поверхности колонки Колонки разделили на три части равной длины и с целью измерени давлени сделали два внутренних отвода.

Спектрографи показала, что основными элементами колонок были кремний , кальций и алюминий со значительными уровн ми содержани железа, магни , кали , натри и титана. Исследование под электронным микроскопом показало присутствие частиц неправильной формы диаметром 100 - 400 мкм в переметку с небольшими частицами диаметром 0,2-10 мкм.

Во всех заводнени х колонок примен ли отфильтрованную кислую сырую нефть (при 51,67 с), со следующими свойствами:

В зкость по

Q Брукфилду,сП,при, С:

24465

29295

35200

40,56144

51,6766

62,7848

Сила т жести API20,8

Общее кислотное

число, мг КОН/г2,80

(AS TM D 664)

Все образцы щелочи иполимера смешали в свежей воде.

Моделированный состав рассола - свежей воды (вода дл инжекции,

ум гченна 3:1,рН 7,6):

Ион ч. на тыс.мг/л Аммоний39,22,173 Кальций0,50,025 Магний0,50,041 Калий2,90,074 Натрий2946,7 127,849 Сульфат133,62,782 Хлорид4403,5124,207 Карбонат (вычисленный )4,00,134 Бикарбонат (вычисленный )185,53,041 Нитрат1,10,0165 Борат23,80,306 Иодид1,00,007 Железо

Барий-Фторид0 ,70,037

64 , ав,

г/л рассола: 0,1163

0,2554 0,0071

0,0018

0,0042 0,0055 7,1238 0,1975 0,0010 0,0308

0,0014

0,0015

Моделированный состав рассола - ластовой воды (вода дл инжекции, вободна от карбонатов и бикарбонаов и имеюща значение рН 6,8):

Ион

Аммоний Кальций Магний Калий Натрий Сульфат Хлорид Карбонат (вычисленный ) Бикарбонат (вычисленный ) Нитрат Борат Иодид Железо Барий Фторид Общее количество растворенных твердых веществ

ч.на тыс. 157,0 450,0 430,0

10356,0 78,0 18185,1

мг/л 8,704 22,455 35,373

448,025

1,624

512,934

95,0 4,0

1,224 0,0032

29755,1

Химический состав, г/л рассола:

Хлорид аммони 0,4656

Бикарбонат

натри

Карбонат натри

Хлорид кальци

2Н401,6506

0

5

0

5

0

5

0

5

3,5959

26,0889 0,1153 0,0047 0,1232

Хлорид магни

6Н40

Хлорид кали

Хлорид натри

Сульфат натри

Иодид натри

Борат натри

Нитрат натри торид натри

Примен ли следующие щелочные агенты (ссылки даны на общее содержание NajO): NaOH (дл примера 4 разбавили 50 мас.% едкого натра до 5 0,5 мас.% НагО), , (в воду добавили кальцинированную соду Стауф- фер Денсе Сода Эш), Wa4Si04 (приготовили основной 10%-ный раствор орто силиката натри , мас.%: Na20 3,22:1 11,35; едкий натр, 50%-ный раствор, 15,10; деионизиро- ванна вода 73,55.

0,5 мас.% разбавили посредством впрыскивани воды дл примера 5.

Дл всех заводнений колонок примен ли частично гидролизованный полиакрил амид (цианатрол марки 940 S фирмы Америкэн Цианамид). 5000 ч. на тыс. раствора полимера смешали с 10%-ным раствором щелочи (в свежей воде). Таким образом, получили раствор с требуемой концентрацией щелочи , Раствор разбавили свежей водой , содержащей щелочь требуемой концентрации, дл получени полимера соответствующей концентрации.Во врем приготовлени растворов в зкость была равна 50 сП. В зкость со временем увеличилась дл всех комбинаций щелочь - полимер из-за возможного гидролиза полиакриламида.Во врем последних стадий инжекции раствора в зкость может достигать 55 - 60 сП.

Устройство дл затоплени (заводнени ) колонок схематически показано на фиг.1 .

Нагнетательный поршневой насос 1 Ruska примен ли в соединении с камерой , имеющей посто нную температуру. До начала впрыскивани температуру колонки 2 и жидкостей повысили до температуры резервуара 3. Насыщение воды из хранилища было достигнуто посредством создани вакуума на колонке 2 в течение примерно 12ч. З а- тем в колонку вводили сырую нефть из резервуара до прекращени вытекани воды, Ц,п достижени максимального насыщени нефти ввод осуществл ли с высокой скоростью (10 футов в день).

Первичную и вторичную добычи моделировали комбинированным способом посредством инжекции воды из хранилища с фронтальной скоростью движени 2,0 фута в день до достижени заданного уровн насыщени нефт В конце заводнени соотношение воды и нефти составило 20:1. Последовательность общего заводнени и третичной добычи следующа :

«Ьронталь- Поро- на ско- вый рость объем (фут в день)

а.Инжекци воды из резер0 вуара1,0 7-8

б.Инжекци воды из резервуара1 ,0 До устойчив го значени

Р

в.Инжекци впрыскиваемой воды 1,0 0,25

г.Инжекци первой порции химических

веществ 1 ,0 1,0

д.Инжекци влрыскив аемой

воды10,0 0,1

е.Инжекци воды

из хранилища 10,0 . 3,5 Пробы были собраны только но врем стадий г-е. Эти пробы примен ли дл определени характеристики насыщени нефти в зависимости от по рового объема вводимой жидкости. Дл определени полученных уровней кальци , магни и кремни (путем спектроскопии поглощени атомов) и рН провели анализ проб. Дл количественного определени концентрации щелочи в каждой пробе провели титрование с 0,1 NHC1.

Точные объемы вводимых жидкостей с указанием их характеристик приведены в табл. 2 (значени в зкости даны при 51,67 О).

/ S 210

Кылн проведены измерени межпо- вррхностного нат жени между сырой нефтью и каждым палочным агентом. Испытывали концентрации щелочи во вводимой воде в пределах 0-7,0 мас.% NatO. Дл всех значений меныче 1,0 дин/см примен ли тензометр с посто нной температурой и посто нной

скоростью дл измерени межповерхностного нат жени методом вращающейс капли. Все измерени проводили при 51,67 С и скорости 3600 об/мин спуст 5 мин после контакта нефти со

5 щелочью. Такой период времени дает минимальное значение межповерхностного нат жени дл этих систем в зависимости от времени.

Если оценка методом вращающейс

о капли была неуспешной из-за полученного значени межповерхностного нат жени свыгае I,0 дин/см, то дл проведени измерений примен ли кольцевой прибор при 21°П.

5 Три из четырех испытываемых щелочных агентов показали уменьшение в межповерхностном нат жении от 17,6 дин/см (при отсутствии щелочи) до уровней, соответствующих текучее0 ти третичной нефти. Только бикарбонат натри оказалс неэффективным как агент, снижающий межповерхностное нат жение дл данной сырой нефти . Минимальные значени мехповерх- ностного нат жени и требуема концентраци каждой щелочи показаны в табл.3.

В табл. 4 и 5 даны значени добычи во врем каждого заводнени колон0 ки породы, при этом предварительна промывка свежей водой вл етс частью третичной добычи и заводнени соответственно. Данные о добыче неф- ти показывают начальное насыщение

5 нефти ( ), добычу с заводнением (Я S0; ), остаточное заводнение (Боч ), третичную добычу с применением водного раствора 0;елочи и полимера согласно изобретению (% S04),

0 остаточное насыщение (S0Ј ) в колонке и общую добычу (добыча с заводнением плюс третична добыча).

Вычисление процента первоначальной добычи нефти (01Р) благодар

5 третичной добыче получают посредством делени данных третичной добычи (например, объемных частей) на соответствующие значени дл начального насыщени нефти fS0; ).

5

Таким образом, % ПТР по примерам 1-5 при условии, что предварительна промывка - часть третичной добычи (см. табл.4), составл ет

Пример: 1 10,9

254,3

346,0

447,4

550,7 а при условии, что предварительна промывка - заводнение (см.табл.5),

% OIP составл ет

Пример: 1 10,3

253,8

345,5

446,8

550,2

Так как количество нефти, полученной во врем каждой предваритель™ ной промывки свежей водой, было минимальное , то можно отметить небольшое отличие результатов, представленных в табл.4, от результатов в табл.5.

Прим ер 1, который включает в себ инжекцию полимера Цианатрол 940S в зкостью 50 сП при отсутствии какой-либо щелочи, вз т дл сравнени . Достигалась 18,7%-на Зй), до- быча, которую можно сравнить с третичной добычей или котора лучпе, чем третична добыча, осуществл ема только со щелочами в некоторых работах. Одновременно с изменением скорости от 1,0 до 10,0 футов в день как часть цикла последующей промывки достигалось дополнительное увеличение добычи нефти. Такое вление не наблюдалось в испытани х, проводимых со щелочью без полимера. Очевидно, что в присутствии среды с улучшенной текучестью благодар остаточному полимеру в колонке изменение скорости и последующее увеличе ние давлени вл ютс достаточными дл движени нефти.

Относительное изменение давлени при увеличении скорости было низким в процессе добычи с применением по- лимера (в среднем увеличение в 3,7 раза) по сравнению с операци ми проводимыми без полимера (в среднем в 4,8 раза), хот высокое давление может быть наиболее важным параметром . Например, в примере 1 изменение скорости до 10,0 футов в день создает общее давление в колонке 198 футов /кв. дюйм по сравнению с операцией

0

5

0 5

0 Q

Q

5

без полимера под высоким давлением 12,7 футов/кв.дюйм.

Примеры 2 и 3 показывают дублиро- ваннне циклы инжекции, причем работа с колонкой в примере 2 в общем превосходит работу с колонкой в примере 3. Наводнение в примере 2 более эффективное, и это указывает на более однородную колонку с лучшей эффективностью очистки. Также следует отметить низкое начальное насыщение нефти (0,692 порового объема) в примере 2 по сравнению с другими насыщени ми в других примерах (0,736 - 0,784 порового объема). Значение 0,642 порового объема находитс почти в соответствии со значени ми дл предыдущих заводнений колонок (0,649-0,750), С присущей колонкам измен емостью предел добычи дл примеров 2 и 3 по-видимому представл ет воспроизводимость полимерных систем,

95,5 и 82,6% Sob добычи дл этих двух затоплений наход тс в тех пределах , которые видны только в ми- целл рнърс (полимерных) системах химического заводнени . Значительное улучшение этих систем по сравнению только со щелочью или только с полимером представл ет наиболее значимый результат работы.

Примеры 4 и 5 с полимером Дианат- рол 940S в соединении с едким натром и ортосиликатом натри соответственно показывают значительное увеличение добычи по сравнению с их независимыми химическими двойниками, которые были ранее испытаны. Характеристики начального насыщени нефти и заводнени в этих испытани х были очень сходными с характеристиками по примерам 2 и 3,

Поскольку колонки в примерах 4 и 5 аналогичны, то можно сказать,что система ортосиликата натри превосходит систему едкого натра, хот обе системы очень эффективны.

Во всех испытанных системах на основе полимера и на основе полимера и щелочи была отмечена очень хороша текучесть в чистых пробах с высоким содержанием нефти (60%), вз тых до любого химического прорыва дл инжекции.

На фиг. 2-6 показаны значени давлени во врем заводнени колонок . Эти данные были получены в результате изменени дифференциального давлени в передней, средней и задней секци х колонки. Данные были преобразованы в соответствующие коэффициенты сопротивлени RF1-RF2 соласно следующей формуле:

% Ог

1Г

о

RF

Р( - падение давлени в конце заводнени , фунт/кв.дюйм;

Р2 - падение давлени в данной точке во врем третичной добычи, фунт/кв.дюйм;

Q. - скорость потока в конце заводнени , мл/с;

Q - скорость потока в момент

измерени Р,, мл/с;

RF

- представл ет собой кумул тивный коэффициент сопротивлени .

Коэффициенты сопротивлени в примере 1 (фиг.2), в котором примен ют только полимер, значительно выше коэффициентов сопротивлени дл систем щелочь - полимер.

Если сравнить коэффициенты сопротивлени дл различных систем щелочь - полимер, то можно увидеть, что системы WaaC03 - 940S имеют значительно более низкие значени , чем люба система NaOH - 940S или Na4Si04 - 940S. Коэффициент сопротивлени RF2 в средней секции в приме- ре 4 (фиг.5) не такой значительный, как это кажетс . Из-за необычно низкого давлени на базисной линии заводнени коэффициенты сопротивлени необычно высокие несмотр на сходные уровни давлени во всех секци х. Низкие коэффициенты сопротивлени при применении системы - 940S указывают на возможность достижени высоких характеристик нагнетани .

Одновременно с получением щелочи были отмечены значительно уменьшенные уровни двухвалентных катионов. В примере 1 уровни двухвалентных

0

5

0

5

0

5

0

катионов уменьшили в результате разбавлени полученного полимера свежей водой (табл.6).

Видно, что были получены более высокие, чем раньше, значени удержани , которые, веро тно, вл ютс следствием повышенной эффективности очистки, позвол ющей потребл ть щелочь большей площадью поверхности породы.

Полученные данные показывают хорошую добычу остаточной нефти,достигаемую при применении заводнени щелочью и полимером в услови х низкой в зкости и межповерхностного нат жени . Применение Na2COg как щелочи с полимером дает более низкий коэффициент сопротивлени во врем заводнени колонки, чем применение NaOH или Na4SiOq как щелочи с полимером . В результате получают водный раствор жидкости, имеющей высокие характеристики нагнетани .

Claims

Формула изобретени

Водный раствор дл извлечени нефти из геологического пласта, содержащий щелочь и полимер, отличающий с тем, что, с целью увеличени извлечени нефти за счет создани межфазного нат жени между водным раствором щелочи и нефтью 0,04 - 0,055 дин/см и сохранени в зкости раствора, по крайней мере равной 50%-ной в зкости добываемой нефти , в качестве полимера он содержит частично гидролизованный полиакрил- амид,0 в качестве щелочи - NazCO-jj или NaOH, или Na,Si04 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Частично гидро

лиз ованный полиакриламид Na2C03, или NaOH, или Na4Si04 Вода

0,3810-0,3853

0,64-0,85 Остальное

Таблица 1

Введенный объем добытой воды,поро- вый объем В зкость свежей воды, сП Введенный объем свежей воды (предв.промывка ), поровый объем Раствор

Концентраци щелочи , мас,% Концентраци полимера , ч. на тыс.

В зкость раствора , сП

Введенный объем, поровый объем раствора: свежей воды (послед.промывка) пластова вода (послед.промывк а)

0,25 940S

. .0,250,250,250,32

Na4CO,/940S UaeCO,/940S NaOH /940S Na4Si04/940S

0,850 .

0,850

3828 48,5

1,00 0,10 3,52

0,640

3810 48,5

1 ,00 О.Т О 3,33

0,764

3850 50,5

1 ,00 0,10 3,55

Таблица 2

0,640

3810 48,5

1 ,00 О.Т О 3,33

0,764

3850 50,5

1 ,00 0,10 3,55

Сабли ц аЗ

D

Таблицаб

Фиг1

$-вПф JTS S b ОЪ S C Q-i ffZ 01 П O l S O Q-Q.

4JH-0 +

JK-x /JH-oЈ / j

af j 5f « tf-г g- o o OP.

Ш:5

ш -°

ffflifi 0-5 ftr g gt Ј ГУ r l ffl S ° ° °

HV-a CJH- +

Ш-в

Z W(J К l/r M ffl Of S l 02 S t fft

S O O O

ш-° /jy

ZbZ/liVl

е- Kfl

Х- Rtt

0.0 O.S W 15 tO 24 10 3.5 t.O t.S S.O Ю lft/a.6

IS

№

Ю

IS

о- НаОН х- KatC03

&-m 4$i0f

- W 2

to

-I