ИНВЕРТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений на любой стадии заводнения, для интенсификации работы добывающих скважин и увеличения текущей нефтеотдачи пласта.

В настоящее время при разработке нефтяных месторождений широкое распространение получили технологии с использованием инвертных эмульсионных составов. Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению по технической сущности и достигаемому результату является инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород 10,0-20,0 мас.%, маслорастворимое поверхностно-активное вещество НЕФТЕНОЛ H3 0,3-5,0 мас.%, хлористый кальций 0,3-1,5 мас.% и воду - остальное [Патент РФ N 2110675, кл. E 21 В 43/22, 10.05.1998]. Хотя данный состав имеет достаточно высокую нефтевытесняющую способность при сравнительно небольшом расходе химреагентов, получаемые инвертные эмульсии имеют недостаточно высокую термостабильность. Это ведет к снижению эффективности действия состава при применении его на нефтяных месторождениях с высокой температурой пласта (70-80^oC) и уменьшению продолжительности положительного эффекта от обработки нефтяного пласта.

Задачей изобретения является повышение термостабильности инвертной эмульсии при одновременном сохранении ее нефтевытесняющих свойств.

Поставленная задача решается тем, что инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углерод, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, хлористый кальций и воду, содержит в качестве маслорастворимого поверхностно- активного вещества эмульгатор СИНОЛ-ЭМ - углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и оксиалкилдиметиламина, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Жидкий углеводород - 10,0-25,0
СИНОЛ-ЭМ - 0,3-5,0
Хлористый кальций - 0,2-4,0
Вода - Остальное
Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие:
1. Инвертная эмульсия;
2. Жидкий углеводород;
3. Маслорастворимое поверхностно-активное вещество;
4. Хлористый кальций;
5. Использование в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества эмульгатора СИНОЛ-ЭМ;
6. Количественное соотношение компонентов.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-6 являются существенными отличительными признаками.

В качестве жидкого углеводорода в инвертной эмульсии могут быть применены: гексановая фракция, ШФЛУ, прямогонный или стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо и маловязкие нефти. В лабораторных опытах в качестве жидкого углеводорода была использована гексановая фракция - смесь предельных углеводородов фракции 32-110^oC. Гексановая фракция является побочным продуктом нефтехимических производств (ТУ 3810381-77) и представляет собой прозрачную жидкость, плотность при 20^oC - 690^oC - 730 кг/м³, вязкость при 20^oC - 0,57 сСт.

СИНОЛ-ЭМ - комплексный эмульгатор, содержащий в своем составе продукт взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, углеводородный растворитель и добавки - алкилхлорид и окись алкилдиметиламина. СИНОЛ-ЭМ представляет собой маслянистую жидкость коричневого цвета. Плотность при 20^oC - 860-920 кг/м³; температура застывания - ниже минус 40^oC. Выпускается ЗАО НПФ "БУРСИНТЕЗ" по ТУ 2413-048-48482528-98.

Хлористый кальций технический - кальцинированный, плавленый или жидкий, выпускается по ГОСТ 450-77. Требуемое количество технического хлористого кальция для приготовления инвертной эмульсии рассчитывается исходя из содержания чистого CaCl₂ в нем. Для испытаний использовался жидкий технический хлористый кальций с содержанием CaCl₂ - 38 мас.%.

Инвертные эмульсии приготавливались по следующей методике. В стеклянный стакан вместимостью 200 см³ помещали расчетное количество раствора маслорастворимого поверхностно-активного вещества (эмульгатора) в жидком углеводороде. Отдельно готовили водную фазу - раствор расчетного количества технического хлористого кальция в минерализованной воде (10 г/л NaCl и 2 г/л CaCl₂). Затем в стакан помещали вентиляторную мешалку и при механическом перемешивании со скоростью 800-1000 об/мин в углеводородный раствор эмульгатора по каплям вводили водную фазу с таким расчетом, чтобы время полного введения водной фазы составляло 15±5 мин. По окончании введения водной фазы полученную высокодисперсную эмульсию типа "вода в масле" выдерживали при перемешивании еще 15 мин до полной ее стабилизации. После этого приступали к испытаниям полученного образца инвертной эмульсии.

Пример 1. Водную фазу, приготовленную растворением 0,5 г технического хлористого кальция с содержанием CaCl₂ 38 мас.% в 85,7 г минерализованной воды, вводили по каплям при механическом перемешивании в раствор 0,29 г СИНОЛа-ЭМ в 9,66 г (13,6 см³) гексановой фракции. В результате получили инвертную эмульсию следующего состава, мас.%:
Гексановая фракция - 10,0
СИНОЛ-ЭМ - 0,3
Хлористый кальций - 0,2
Вода - 89,5
Полученная эмульсия при 20^oC имела плотность 966 кг/м³ и динамическую вязкость 15,5 мПа.с.

Аналогичным образом готовили инвертные эмульсии другого состава.

Термическую стабильность полученных эмульсий определяли следующим образом. Готовую эмульсию в количестве 15 см³ заливали в пробирку емкостью 20 см³, закрывали притертой пробкой и ставили на испытание в терморстат при температуре 80^oC. Временем стабильности эмульсии считали время от начала испытаний до выделения из эмульсии крупных капель воды.

Нефтевытесняющую способность полученных инвертных эмульсий определяли в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой колонку из нержавеющей стали длиной 444 мм, внутренним диаметром 30 мм, заполненную дезинтегрированным керном пласта БС11 Муравленковского месторождения фракции 0,1-0,25 мм. Модель под вакуумом насыщали водой, весовым способом определяли пористость и проницаемость модели по воде. После этого в модель под давлением нагнеталась нефть до тех пор, пока на выходе из нее появлялась чистая (без воды) нефть, определялась начальная нефтенасыщенность. В экспериментах использовали природную нефть Муравленковского месторождения плотностью 860 кг/м³ и динамической вязкостью 12 МПа. с при 20^oC. Начальное вытеснение проводили водой (три поровых объема) и определяли коэффициент вытеснения нефти по воде. Использовалась модель пластовой воды с общей минерализацией 12 г/л (2 г/л CaCl₂; 10 г/л NaCl). Затем через модель фильтровали один поровый объем испытуемой инвертной эмульсии и три поровых объема воды, определяли прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Пример 2. В модель пласта с проницаемостью по воде 3,5 мкм² и начальной нефтенасыщенностью 71,8% закачивали три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляла 30,8%, коэффициент вытеснения нефти водой 0,57. Через модель фильтровали один поровый объем оторочки инвертной эмульсии, содержащего, мас.%: гексановая фракция 10,0; СИНОЛ-ЭМ 1,5%; хлористый кальций 1,0; вода 87,5. Оторочку инвертной эмульсии продвигали тремя поровыми объемами воды. Остаточная нефтенасыщенность модели после закачки оторочки инвертной эмульсии и продвижения ее водой составляет 12,9%, общий коэффициент вытеснения нефти 0,82, прирост коэффициента вытеснения 0,25.

Аналогичным образом испытывали инвертные эмульсии другого состава.

Состав инвертных эмульсий, их нефтевытесняющая способность и термостабильность представлены в таблице.

По сравнению с прототипом нефтевытесняющая способность предлагаемой эмульсии не снижается (прирост коэффициента вытеснения нефти 0,22-0,34 против 0,20-0,30), а термостабильность получаемой эмульсии значительно увеличивается (8-16 часов против 6-7 часов).

При содержании в эмульсии менее 0,3 мас.% эмульгатора СИНОЛ-ЭМ и хлористого кальция менее 0,2 мас.% (примеры 16 и 18) получаются нестабильные эмульсии, поэтому данное значение может быть принято за минимальное содержание данных реагентов в предлагаемой композиции.

Увеличение содержания маслорастворимого ПАВ выше 5,0 мас.% и концентрации хлористого кальция выше 4,0 мас.% (примеры 17 и 19) не приводит к существенному улучшению нефтевытесняющих свойств эмульсии и увеличению ее термостабильности, поэтому использовать более высокие, чем предлагается, концентрации данных химреагентов нецелесообразно.

Эмульсии, где концентрация жидкого углеводорода менее 10 мас.% (примеры 13 и 14), характеризуются значительно меньшим приростом коэффициента вытеснения нефти и термостабильностью. Увеличение содержания жидкого углеводорода в эмульсии выше 25 мас.% (примеры 20 и 21) также не дает значительного положительного эффекта.

Предлагаемую инвертную эмульсию применяют следующим образом. В заводненный пласт через буферную задвижку нагнетательной скважины закачивают расчетное количество заранее приготовленной эмульсии или количество, при котором наблюдается снижение приемистости скважины до заданной отметки. После закачки инвертной эмульсии в пласт нагнетают воду или водный раствор полимера.

Эмульсия относится к добыче нефти и может быть использована при разработке нефтяных месторождений на любой стадии заводнения, для интенсификации работы добывающих скважин и увеличения текущей нефтеотдачи пласта. Техническим результатом является повышение термостабильности инвертной эмульсии для обработки нефтяного пласта при одновременном сохранении ее нефтевытесняющих свойств. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов содержит следующие компоненты, мас.%: жидкий углеводород 10,0 - 25,0; эмульгатор СИНОЛ-ЭМ 0,3 - 5,0; хлористый кальций 0,2 - 4,0; остальное - вода. 1 табл.

Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, хлористый кальций и воду, отличающаяся тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества она содержит эмульгатор СИНОЛ-ЭМ - углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Жидкий углеводород - 10,0 - 25,0
СИНОЛ-ЭМ - 0,3 - 5,0
Хлористый кальций - 0,2 - 4,0
Вода - Остальное