Подбор мицеллярных растворов на основе реагента КС-6 с использованием органических продуктов для повышения нефтеотдачи пластов Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

УДК 622.276.4.001

В. Г. Козин, Н. Ю. Башкирцева, О. А. Ковальчук

ПОДБОР МИЦЕЛЛЯРНЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ РЕАГЕНТА КС-6 С

ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОРГАНИЧЕСКИХ ПРОДУКТОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

При высокой обводненности продукции добывающих скважин дальнейшая эксплуатация месторождения становится экономически не целесообразной, при этом коэффициент извлечения нефти редко достигает 50%, а остаточная нефть переходит в категорию трудноизвлекаемой.

Возникшая проблема решается применением неионогенного ПАВ, заре -комендовавшего себя в промышленных испытаниях. В данной работе были проведены лабораторные исследования реагента КС-6 и композициооных систем на его основе. Последние показали большую эффективность по сравнению с известным реагентом по всем исследованным коллоидно-химическим и неф- тевытесняющим свойствам, в частности, водный раствор композиции с "Отгоном ГЖ" позволяет извлечь до 82,22% остаточной нефти.

В настоящее время большинство нефтяных месторождений Урало-Поволжья находятся на поздней стадии эксплуатации, которая характеризуется высокой обводнённостью продукции добывающих скважин. При обводненности нефти 95% и выше дальнейшая разработка заводнением становится экономически не целесообразной, при этом коэффициент нефтеизвлечения составляет в среднем 50-60%. Оставшаяся нефть переходит в категорию трудноизвлекаемой.

Характерными особенностями методов разработки нефтяных месторождений с применением заводнения является опережающее обводнение высокопроницаемых пропла-стков, вызванное неоднородностью по проницаемости нефтеводонасыщенного пласта. Результатом воздействия является неполный охват коллектора. Добывающие скважины нередко обводняются полностью, в то время как значительная часть горизонта не выработана. При данных условиях одним из наиболее надежных способов повышения нефтеотдач1 является уменьшение скорости фильтрации воды в промытых зонах пласта. Кроме того, ( поверхности коллектора необходимо извлекать плёночную и капиллярно-удерживаемук нефть [1,2,3]. Этого можно достичь, применяя новый реагент.

Им является реагент КС-6, который одновременно решает две задачи - повышенж охвата пласта заводнением и отмывание остаточной нефти с поверхности коллектора Принцип действия данной дисперсной системы основан на превышении вязкости протал

кивающего агента по сравнению с водой, что приводит к повышению фильтрационного сопротивления обводнённых зон. КС-6 является поверхностно активным веществом (ПАВ), поэтому происходит интенсивное отмывание нефти с поверхности породы.

Загустители, применяемые в технологиях увеличения нефтеотдачи, кроме того, должны обладать высокой устойчивостью, в том числе и в минерализованных средах, а также низкой температурой застывания.

Реагент КС-6 представляет собой неионогенное поверхностно-активное вещество, способное загущать воду. Свойства ПАВ и загустителя оказывают комплексное воздействие на извлечение нефти, как на начальной, так и на заключительной стадии эксплуатации, что подтверждается промышленными испытаниями.

Для данного реагента были исследованы вязкостно-температурные зависимости в широком диапазоне концентраций (рис. 1). Значительное увеличение вязкости водного раствора происходит при концентрации выше 0,5% мае., как при 20°,так и при 40°С.

Было исследовано влияние наиболее часто встречающихся ионов в составе солей пластовых вод на эффективность реагента. Это хлориды, гидрофосфагы, сульфаты, карбонаты. Наличие солей (за исключением карбоната и сульфата натрия) не оказывает значительного влияния на вязкость растворов при 20 °С. Вязкость раствора КС-6 в дистиллирован-

2 2 ной воде составляет 40,80 мм /с, а в минерализованных средах соответственно: 37,43 мм /с

для ЫаС1 (65 г/л), 41,68 мм2/с для ЫагНРОд (70 г/л), 34,18 мм2/с для СаСЬ (310 г/л), 26,83 мм2/с для ИагБОд (25 г/л), 24,21 мм2/с для №гСОз (33 г/л). При температуре 40 °С минерализация уменьшает вязкость растворов карбонатных, сульфатных и хлор-кальциевых вод, в то время как для хлорида натрия и гидрофосфата натрия влияние минерализации незначительно. Вязкость в дистиллированной воде равна 8,66 мм /с, а в минерализованных растворах соответственно: 8,43 мм /с для №С1, 6,33 мм /с для МагНРОд, 5,45 мм /с для МагБОд, 4,01 мм2/с для СаС1г, 3,28 мм2/с для ЫагСОз. Таким образом, содержание хлоридов существенно не снижают вязкость растворов КС-6.

На основе данного реагента были разработаны композиции, которые не только увеличивают кинематическую вязкость их водного раствора, но и снижают её температуру застывания. Улучшение параметров качества композиций и их водных растворов по сравнению с реагентом КС-6 достигается при использовании в качестве композитов таких органических продуктов как “Отгон ГЖ”, “ГЖ”, “ОЭ Бутанол” (рис. 2 - 4).

Применение в качестве композита “Отгона ГЖ'! привело к увеличению кинематической вязкости водных растворов композиций до 112,86 мм /с (для раствора №4) против 69,14 мм2/с водного раствора самого реагента КС-6 (рис. 5), при дальнейшем увеличении содержания “Отгона ГЖ” вязкость увеличивается незначительно, но при этом, что немало-

КС-6: О Отг ПК: 100

Соотношение веществ в композиции, % мае

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

£

о

о

и

6

и

§

и

о

и

У

К

й

(и

а

я

М

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

КС-6:

Температура застывания /

¿25,*

у 1■ *

124, - •

--

Кинематическая Ю«ГЧ1/ПГТ^. / / у*~

г

--

(Зг

25

-- 24

23

22

21

О

а

а

яЗ

ш

1

н-

о

Й

со

«3

о.

&

О.

и

К

§

и

Н

-- 20

19

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 100

Отг ГЖ 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

Массовая концентрация веществ в растворе, %

“О—'Партия№15 (72 часа) -О-Партия№15 (168 часов)

^^-Партия№29 (72 часа) Партия №29 (168 часов)

Партия№16 (72 часа) ^^Партия№16 (168 часов)

И Температура застывания композиции

Рис. 4 - Кинематическая вязкость 1%-иых водных растворов композиций (при 20 °С) во времени и температура застывания композиций на основе реагента КС-6 в зависимости от соотношения веществ

Поэтому была определена смачивающая способность парафинов растворами реагента и композиции. Смачивание водными растворами композиции реагента КС-6 с “Отгоном ГЖ” происходит в большей степени, чем водным раствором КС-6, и с увеличением содержания “Отгона ГЖ” их смачивающая способность увеличивается (рис. 7). Следовательно, композиции с “Отгоном ГЖ” будут болсс эффективно по сравнению с КС-6, и тем

1 2 3 4 5 6 7 8

Номер раствора

Рис. 5 - Кинематическая вязкость водных растворов различной концентрации на основе реагента КС-6 в зависимости от соотношения веществ в композициях и от времени настаивания при 20 С 0

более с водой, смачивать компоненты нефти, адсорбированные на матрице породы, отмывать их, переводить в объём оторочки водного раствора и повышать степень извлечения нефти. Из рисунка также видно, что происходит некоторая гидрофобизация экспериментальной модели породы - кварцевого стекла. То есть, присутствие водного раствора композиции в промытых обводненных участках будет снижать фазовую проницаемость этих зон для воды, что дополнительно с вязкостными свойствами выравнивает фронт заводнения.

Таким образом, применение приведённых органических добавок приводит к улучшению эксплуатационных свойств реагента КС-6, в частности, водный раствор композиции с “Отгоном I Ж” позволяет извлечь до 82,22% остаточной нефти.

Литература

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра 1985.308 с.

2. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудно извлекаемых запасов углеводородного сырья. М. КУБКа, 1997. 353 с.

3. БабалянГ.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974. 200с.

© В. Г. Козин- д-р техн. наук, член-корреспондент РАН; Н. Ю. Башкирцева - канд. техн. наук, доц. каф. химической технологии переработки нефти и газа КГТУ; О. А. Ковальчук - асп. той же кафедры.

УДК541.127.3: 542.958.1:547.21

Р. Д. Ермаков, Р. 3. Фахрутдинов, И. Н. Динров ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ОКИСЛИТЕЛЬНОГО НИТРОВАНИЯ ПАРАФИНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕТОДОМ МАТЕМАТИЧЕСКОГО ПЛАНИРОВАНИЯ

Приведены результаты оптимизации различных параметров окислительного нитрования парафиновых углеводородов методом математического тонирования, которые позволяют моделировать условия для получения многофункциональных соединений с заданными свойствами. Сделан вывод о несущественном влиянии расхода смеси паров азотной кислоты и воздуха на содержание азота в продуктах реакции окислительного нитрования

Реакция нитрования парафиновых углеводородов разработана сравнительно давно и изучена достаточно хорошо [1]. Целью проводимых исследований было получение парафинов с азотсодержащими группами, но протекание окислительных процессов не допускалось или сводилось к минимуму. Однако расширение области использования нитрованных углеводородов, в частности как ингибиторов коррозии, подняли вопрос о введении в угле-