ИНВЕРТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/22 

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

Известен микроэмульсионный состав, содержащий жидкий углеводород, смесь масло- и водорастворимых химреагентов и воду (1).

Наиболее близким к предложенному изобретению является инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая (мас. %): жидкий углеводород 10,0-20,0, Нефтенол НЗ - раствор маслорастворимого поверхностно-активного вещества в углеводородном растворителе - 0,3-5,0; хлористый кальций - 0,3-1,5; остальное - вода (2).

Задачей изобретения является сохранение нефтевытесняющих свойств и повышение термостабильности инвертной эмульсии в условиях высокой минерализации водной фазы.

Поставленная задача решается тем, что инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, Нефтенол, хлористый кальций и воду, в качестве Нефтенола содержит Нефтенол НЗт при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Жидкий углеводород - 10,0 - 20,0
Нефтенол НЗт - 0,3 - 5,0
Хлористый кальций - 0,8 - 12,0
Вода - Остальное
В качестве жидкого углеводорода применяется гексановая фракция - смесь предельных углеводородов C₆-C₈ и выше. Гексановая фракция представляет собой прозрачную жидкость. Плотность при 20^oС 690-730 кг/м³; вязкость при 20^oС 0,57 мм²/с, фракционный состав: температура начала кипения - 32^oС, температура конца кипения -110^oС. Гексановая фракция является побочным продуктом нефтехимических производств (ТУ 3810381). Помимо гексановой фракции можно использовать стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкие нефти.

Нефтенол НЗт - раствор соли алкилполиаминов и жирных кислот общей формулы
R₁-[NH₂ ⁺(CH₂)₃]_nNH₃ ⁺[RCOO]_n ^-,
где R, R₁- углеводородные радикалы жирных кислот из ряда C₈-C₂₄, n=2...3 в углеводородном растворителе (керосине, дизельном топливе) с добавкой полярного растворителя (жирных спиртов С₅-С₈ кубовых остатков производства бутиловых спиртов, сивушных масел).

Нефтенол НЗт представляет собой маслянистую жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. Плотность при 20^oС 810-820 кг/м³; температура застывания не выше минус 40^oС.

В качестве водорастворимого химреагента применяют хлористый кальций: кальцинированный, плавленный или жидкий, выпускаемый по ГОСТ 450-77. Требуемое количество технического хлористого кальция рассчитывается исходя из содержания CaCl₂ в испытуемом образце.

Воду используют пресную или минерализованную (пластовую). В экспериментах использовали воду с минерализацией 6 г/л NaCl, куда добавляли 30%-ный водный раствор СаСl₂.

Инвертную эмульсию готовили следующим образом. В расчетное количество раствора Нефтенола НЗт в гексановой фракции при механическом перемешивании вводили расчетное количество раствора СаСl₂ в воде. Перемешивание прекращали через 10 мин после полного введения водной фазы в углеводородную. В результате получали высокодисперсную устойчивую эмульсию типа "вода в масле". Термостабильность эмульсии оценивали по следующей методике. В пробирку наливали до 2/3 объема готовую эмульсию, закрывали притертой пробкой и ставили в термостат при 80^oС. Эмульсия выдерживала испытание, если за 8 ч в ней не происходило выделение капель воды.

Пример 1. Водный раствор хлористого кальция готовили следующим образом. Отмеривали 2,32 мл 30%-ного хлористого кальция и разбавляли водой до объема 100 мл при перемешивании. Перемешивали в течение 1-2 мин. В 14,4 мл 0,3%-ного раствора ПАВ Нефтенол НЗт в гексановой фракции при механическом перемешивании небольшими порциями вводили 89,8 мл 0,8%-ного водного раствора хлористого кальция. Перемешивание прекращали через 10 мин после полного введения водной фазы, в результате получали эмульсию следующего состава, мас.%:
Гексановая фракция - 10,0
Нефтенол НЗт - 0,3
Хлористый кальций - 0,8
Вода - 88,9
Полученная эмульсия характеризуется плотностью 968 кг/м³, динамической вязкостью 29,3 мПа•с при 20^oС и термостабильностью 9 ч.

Аналогичным образом готовят эмульсии другого состава.

Нефтевытесняющую способность эмульсии 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 месторождений Ноябрьского региона 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 нагнетали нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяли начальную нефтенасыщенность. В экспериментах использовали природную нефть плотностью 860 кг/м³ и динамической вязкостью 12 мПа•с при 20^oС. Начальное вытеснение проводили водой (три поровых объема) и определяли коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через модель фильтровали один поровый объем испытуемой эмульсии и три поровых объема воды, определяли прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Пример 2. В модель пласта с проницаемостью по воде 3,8 мкм² и начальной нефтенасыщенностью 68,4% закачивали три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляла 34,2%, коэффициент вытеснения нефти водой - 0,50. Через модель фильтровали один поровый объем оторочки эмульсии следующего состава, мас.%: гексановая фракция - 10,0; ПАВ Нефтенол НЗт - 5,0; СаСl₂- 0,8; вода - 84,2. Оторочку эмульсии продвигали тремя поровыми объемами воды. Остаточная нефтенасыщенность модели после закачки оторочки эмульсии и продвижения ее водой составляла 1,6%, общий коэффициент вытеснения нефти - 0,79, прирост коэффициента вытеснения - 0,29.

Аналогичным образом исследовали оторочки эмульсий другого состава. Состав эмульсий и их нефтевытесняющая способность представлены в таблице.

По сравнению с прототипом прирост коэффициента вытеснения нефти предлагаемой микроэмульсией не снижается (0,23-0,37 против 0,16-0,35), а термостабильность увеличивается в условиях повышенной минерализации водной фазы.

При содержании в инвертной эмульсии менее 0,3 мас.% ПАВ Нефтенол НЗт и менее 0,8 мас. % или более 12 мас.% хлористого кальция (примеры 15,17,18) образуются нестабильные эмульсии, поэтому эти значения могут быть приняты за граничное содержание в составе данных химреа-гентов. Увеличение концентрации маслорастворимого химреагента выше 5,0 мас.% (пример 16) нецелесообразно, поскольку не приводит к приросту коэффициента вытеснения. Составы с содержанием жидкого углеводорода менее 10,0 мас.% (примеры 13 и 14) имеют очень большую вязкость и плохую термостабильность. Увеличение содержания углеводорода выше 20,0 мас.% (примеры 19, 20) наоборот, приводит к низкой вязкости эмульсий и не способствует улучшению их нефтевытесняющих свойств.

Инвертную эмульсию применяют следующим образом. В заводненный пласт, после применения метода разработки путем закачки воды, через буферную задвижку нагнетательной скважины закачивают расчетное количество приготовленной эмульсии или количество, при котором наблюдается снижение приемистости скважины до заданной отметки. После закачки эмульсии в пласт нагнетают воду или водный раствор полимера.

Источники информации
1. Патент РФ 2065033, кл. Е 21 В 43/22, 10.08.1996.

2. Патент РФ 2110675, кл. Е 21 В 43/22, 10.05.1998 - прототип.

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений на любой стадии заводнения, для интенсификации работы добывающих скважин, увеличения текущей нефтеотдачи пласта. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, Нефтенол, хлористый кальций и воду, в качестве Нефтенола содержит Нефтенол НЗт при следующем соотношении компонентов, мас.%: жидкий углеводород - 10,0-20,0; Нефтенол НЗт - 0,3-5,0; хлористый кальций - 0,8-12,0; вода - остальное. Технический результат - сохранение нефтевытесняющих свойств и повышение термостабильности инвертной эмульсии в условиях повышенной минерализации водной фазы. 1 табл.

Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, Нефтенол, хлористый кальций и воду, отличающаяся тем, что в качестве Нефтенола она содержит Нефтенол НЗт при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Жидкий углеводород - 10,0-20,0
Нефтенол НЗт - 0,3-5,0
Хлористый кальций - 0,8-12,0
Вода - Остальное