МИКРОЭМУЛЬСИОННАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/00 E21B43/20 E21B43/22 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта для увеличения нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками вытесняющего агента - композиционной системы, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Нефтенол Н3, нефть и воду (патент РФ 2168617, МПК Е 21 В 43/22, опубл. 1997).

Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за недостаточного увеличения охвата пласта воздействием.

Наиболее близким к заявляемому изобретению составом того же назначения по совокупности признаков является инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, водорастворимый химреагент и воду (патент РФ 2110675, МПК Е 21 В 43/22, опубл. 1998).

Недостатком данной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов является низкая вязкость и стабильность эмульсии.

Задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта заводнением.

Поставленная задача решается тем, что микроэмульсионная композиция для обработки нефтяных пластов, содержащая маслорастворимое поверхностно-активное вещество, углеводородный растворитель и воду, в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества содержит эмульгатор Нефтенол НЗб - углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы, и дополнительно деэмульгатор при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол НЗб - 10,0-15,0
Деэмульгатор - 2,0-5,0
Углеводородный растворитель - 40,0-50,0
Вода - Остальное
Отличительными признаками разработанного состава являются:
1. Использование в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества углеводородной дисперсии сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы - эмульгатора Нефтенола НЗб.

Введение в микроэмульсию Нефтенола НЗб позволяет, во-первых, так же как в прототипе, регулировать гидрофильно-липофильный баланс системы, во-вторых, способствует повышению вязкости и улучшению реологических свойств микроэмульсионной композиции вследствие наличия в ней коллоидной углеводородной дисперсной фазы.

В конечном итоге это способствует улучшению водоизолирующих свойств микроэмульсии, повышению охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пласта.

2. Предлагаемое соотношение компонентов в микроэмульсиоиной композиции, мас.%:
Маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол-НЗб - 10,0-15,0
Деэмульгатор - 2,0-5,0
Углеводородный растворитель - 40,0-50,0
Вода - Остальное
Указанное соотношение компонентов способствует улучшению реологических свойств композиции и повышению стабильности образовавшейся микроэмульсии.

3. Введение в микроэмульсионную композицию дополнительно деэмульгатора, например СНПХ-4410, способствует дополнительному снижению межфазного натяжения на границе нефть - вода, повышает нефтевытесняющие свойства композиции.

При смешении Нефтенола-НЗб, углеводородного растворителя, деэмульгатора и воды образуется микроэмульсия повышенной вязкости, находящаяся в равновесии с водной и нефтяной фазами. Повышенная агрегативная устойчивость микроэмульсии обусловлена набором компонентов, обладающих способностью образовывать на поверхности гелеобразные защитные слои. В процессе фильтрации в пористой среде микроэмульсия загущается и структурируется, превращаясь в гидрофобную микроэмульсию, выполняя роль, с одной стороны, селективного водоизолирующего материала, снижает проницаемость по воде - тем самым способствует повышению охвата воздействием, снижению обводненности продукции скважин и, с другой стороны, обладая повышенными нефтевытесняющими свойствами, увеличивает фазовую проницаемость пласта по нефти вследствие снижения ее вязкости и тем самым повышает нефтеотдачу пластов.

Для приготовления заявляемой микроэмульсионной композиции используются следующие товарные реагенты и смеси на их основе.

Маслорастворимое поверхностно-активное вещество - эмульгатор Нефтенол-Н3б представляет собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линоленовой, линолевой, смоляных кислот и коллоидной фазы. Выпускается по ТУ 2458-057-17197708-01 марки А (зимний вариант) с температурой застывания не выше минус 40^oС, марки Б (летний вариант) с температурой застывания не выше минус 10^oС. Внешний вид - маслянистая вязкая дисперсия от светло-коричневого до коричневого цвета.

В качестве деэмульгатора микроэмульсионная композиция содержит деэмульгатор "СНПХ-4410" - раствор блок-сополимера этилен - и пропиленоксидов в смеси метанола, воды, бутилцеллозольва с массовой долей 50%. Деэмульгатор "СНПХ-4410" выпускается по ТУ 390-57656570.ОП-160-93. Внешний вид - однородная прозрачная жидкость от светло-желтого до желтого цвета. Предлагаемая композиция в качестве деэмульгатора может содержать любой из аналогичных деэмульгаторов: "Прогалит-20/40", "Реапон-4в", "СНПХ-4460", "ДЕВОН-1", "СНПХ-4705", "Союз - 2-5" и т.п.

В качестве углеводородного растворителя микроэмульсионная композиция содержит дизельное топливо, которое выпускается по ГОСТу 305-82.

Также предлагаемая композиция в качестве углеводородного растворителя может содержать любой один из следующих растворителей:
- жидкие отработанные углеводороды (ЖОУ) по ТУ 38.303-05-27-92,
- абсорбент по ТУ 38.103349-85;
- кубовый остаток производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85;
- жидкие продукты пиролиза по ТУ 10285-83;
- нефрасы различных марок;
- фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ 38.103579.85;
- отработанное дизельное топливо по ТУ 6-00-0203335-41-89;
- шугуровский дистиллат по ТУ 30-0147525-018-93;
- фракция гексановая по ТУ 38.10381-83;
- широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83.

В качестве воды микроэмульсия содержит воду техногенного или природного происхождения.

Разработанную микроэмульсионную композицию готовят простым смешением компонентов. Состав стабилен при температуре 0^oС - +40^oС в течение длительного времени. Состав также термостабилен, выдерживает температуру до +80^oС.

Пример 1. Исследование стабильности микроэмульсионной композиции.

Наливают в колбу 4 мл дизельного топлива и 1 мл Нефтенола-Н3б, затем наливают 4,8 мл пластовой воды Арланского месторождения плотностью 1,18 г/см³ с добавлением 0,2 л деэмульгатора СНПХ-4410. Аналогично готовятся составы 2-6. Все составы проверяют на стабильность образовавшихся микроэмульсий в течение 35 суток. Заявляемая микроэмульсионная композиция обладает высокой агрегативной стабильностью образовавшихся эмульсий (более 30 суток) по сравнению с прототипом (17 суток) /табл.1/.

Пример 2. Исследования реологических свойств микроэмульсионной композиции. Реологические свойства эмульсий характеризуются эффективной (η_э) и пластичной (η_пл) вязкостью и предельным динамическим напряжением сдвига (τ₀), которые измеряются прибором Rheotest-2 /тaбл.1/.

Результаты исследований реологических свойств показывают, что эффективная вязкость (η_э) заявляемой композиции повысилась на 11,7%, пластичная (η_пл) вязкость на 21,1% и предельное динамическое напряжение сдвига (τ₀) увеличилось в 2,4 раза. Таким образом, заявляемая микроэмульсионная композиция по реологическим показателям значительно превосходит состав по прототипу.

Эффективность водоизолирующих и нефтевытесняющих свойств микроэмульсиоиной композиции определяют экспериментально по степени снижения проницаемости пористой среды и прироста коэфффициента вытеснения нефти по известной методике.

Пример 3. Нефтевытесняющие свойства определяют в условиях до отмыва остаточной нефи на насыпной модели пласта длиной 40 см и диаметром 3 см. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость по воде (Кпр - 2,88 мкм²). Затем под давлением в модель нагнетают нефть до выхода из нее безводной нефти и определяют начальную нефтенасыщенность, которая составляет 66,3%. Далее закачивают 3 поровых объема воды. После заводнения остаточная водонасыщенность составляет 26,7%, коэффициент вытеснения нефти водой 0,62. Затем через модель закачивают один поровой объем микроэмульсии следующего компонентного состава, мас.%: Нефтенол НЗб 10,0, деэмульгатор СНПХ-4410-2,0, дизельное топливо 40,0, вода остальное. Продавливают эмульсию тремя объемами пластовой воды. Остаточная нефтенасыщенность составляет после этого 21,5%, общий коэффициент вытеснения нефти - 0,90, прирост коэффициента вытеснения нефти - 0,28. Аналогичным образом проводят эксперименты с микроэмульсиями другого компонентного состава. Результаты экспериментов по вытеснению нефти через модель пласта приведены в таблице 2. Прирост коэффициента вытеснения составляет 0,28-0,39 против 0,2 по прототипу, то есть выше в 1,6 раза.

Пример 4. Водоизолирующую способность микроэмульсионной композиции исследуют также на насыпной модели тех же размеров, как в примере 3, в условиях, близких к пластовым. Через модель фильтруют пластовую воду с минерализацией 150 г/л при постоянном объемном расходе воды 5 м³/ч до стабилизации перепадов давления и прекращения вытеснения нефти. Затем через модель закачивают оторочку микроэмульсионной композиции следующего компонентного состава, мас. %: Нефтенол - НЗб 10,0; деэмульгатор СНПХ 4410; дизельное топливо 40,0; вода - остальное. Фильтрацию останавливают, выдерживают в течение 8 ч и снова фильтруют пластовую воду до стабилизации перепадов давления на модели пласта. Результаты опытов (табл.2) показывают, что предлагаемая микроэмульсионная композиция позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости на 24% в водонасыщенной и части пласта, тем самым увеличить охват пласта и повысить нефтеотдачу пласта.

Технико-экономические преимущества композиции следующие:
- высокая стабильность образующейся гидрофобной эмульсии, более 30 суток против 17 по прототипу,
- высокие реологические показатели по сравнению с прототипом - эффективная вязкость (η_э) превосходит состав по прототипу на 11,7%, пластичная (η_пл) вязкость на 21,1% и предельное динамическое напряжение сдвига (τ₀) выше в 2,4 раза,
- позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости пласта по воде на 24% по сравнению с прототипом в водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и повысить нефтеотдачу пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта для увеличения нефтеотдачи. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта заводнением. Микроэмульсионная композиция для обработки нефтяных пластов содержит, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол-НЗб 10,0-15,0, деэмульгатор 2,0-5,0, углеводородный растворитель 40,0-50,0, воду остальное. Микроэмульсионная композиция обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов. 2 табл.

Микроэмульсионная композиция для обработки нефтяных пластов, содержащая маслорастворимое поверхностно-активное вещество, углеводородный растворитель и воду, отличающаяся тем, что в качестве масло-растворимого поверхностно-активного вещества содержит эмульгатор Нефтенол НЗб - углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы, и дополнительно деэмульгатор при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол НЗб - 10,0-15,0
Деэмульгатор - 2,0-5,0
Углеводородный растворитель - 40,0-50,0
Вода - Остальное