ИНВЕРТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2008 года по МПК C09K8/584 

Описание патента на изобретение RU2333928C1

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при любой стадии разработки нефтяных месторождений с заводнением, для интенсификации работы добывающих скважин, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения текущей нефтеотдачи пласта.

Одним из направлений повышения эффективности разработки нефтяных месторождений является применение технологий, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте в целях повышения охвата пласта заводнением, как по мощности пласта, так и по площади, а также в целях ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам. Механизм действия технологий выравнивания профиля приемистости основан на образовании в поровом пространстве промытых пропластков продуктивного коллектора потокоотклоняющих барьеров для вытесняющей нефть воды путем закачки различных композиций химреагентов, в частности инвертных эмульсионных растворов. Эмульсионный раствор позволяет селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключить в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи.

Известен инвертный микроэмульсионный состав для обработки нефтяных пластов, содержащий жидкий углеводород (10,0-20,0 мас.%), маслорастворимое поверхностно-активное вещество НЕФТЕНОЛ НЗ (0,3-5,0 мас.%), хлористый кальций (0,3-1,5 мас.%) и воду [1. Патент RU №2110675, М. кл. 6 Е21В 43/22, опубл. 10.05.98].

Также известна инвертная эмульсия, содержащая жидкий углеводород (10,0-25,0 мас.%), маслорастворимое поверхностно-активное вещество СИНОЛ-ЭМ - продукт взаимодействия кислот талового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина (0,3-5,0 мас.%), хлористый кальций (0,2-4,0 мас.%) и воду [2. Патент RU №2153576, М. кл. 7 Е21В 43/22, опубл. 27.07.2000 - прототип].

Хотя вышеуказанные составы имеют достаточно высокую нефтевытесняющую способность при сравнительно небольшом расходе химреагентов, получаемые инвертные эмульсии обладают все же недостаточно высокими термостабильностью и водоизолирующими свойствами. Это ведет к снижению эффективности действия инвертных эмульсий при применении их на нефтяных месторождениях с высокой температурой пласта (70-80°С), а в технологиях, направленных на селективное ограничение водопритока в добывающих скважинах, к уменьшению величины и продолжительности положительного эффекта от обработки нефтяного пласта.

Техническим результатом изобретения является инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, характеризующаяся высокой термостабильностью и улучшенными водоизолирующими и нефтевытесняющими свойствами.

Технический результат достигается тем, что инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, включающая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество - ПАВ, хлористый кальций и воду, в качестве ПАВ содержит эмульгатор ЭКС-ЭМ и дополнительно натр едкий, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкий углеводород10,0-25,0Эмульгатор ЭКС-ЭМ0,5-3,0Хлористый кальций0,5-3,0Натр едкий0,02-0,2ВодаОстальное

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 ЭКС-ЭМ;

6. Использование в качестве добавки натра едкого;

7. Количественное соотношение компонентов.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-7 являются существенными отличительными признаками.

В качестве жидкого углеводорода в инвертной эмульсии могут быть применены: гексановая фракция, ШФЛУ, прямогонный или стабильный бензин, керосин, дизельное топливо и маловязкие нефти. В лабораторных опытах в качестве жидкого углеводорода была использована гексановая фракция - смесь предельных углеводородов фракции 32-110°С. Гексановая фракция является побочным продуктом нефтехимических производств (ТУ 38-10381-77) и представляет собой прозрачную жидкость, плотность при 20°С - 690-730 кг/м3, вязкость при 20°С 0,57 сСт.

Эмульгатор ЭКС-ЭМ - комплексный эмульгатор. В качестве основы содержит сложные эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая и др.) и смоляных кислот. Представляет собой маслянистую вязкую жидкость от светло-коричневого до черного цвета. Плотность при 20°С не более 920 кг/м3; температура застывания ниже минус 20°С. Выпускается ЗАО «ПОЛИЭКС» по ТУ 2413-035-53501222-2003.

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 технический хлористый кальций с содержанием CaCl2 - 34 мас.%.

Натр едкий технический - твердый или жидкий, выпускается по ГОСТ 2263-79. Требуемое количество технического едкого натра для приготовления инвертной эмульсии рассчитывается, исходя из содержания чистого NaOH в нем. Для испытаний использовался натр едкий, твердый чешуированный.

Инвертные эмульсии готовятся следующим образом. 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 и едкого натра в искусственно минерализованной воде (11,5 г/л NaCl и 4,5 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 10 мин до полной ее стабилизации. После этого приступали к испытаниям полученного образца инвертной эмульсии.

Пример 1. Водную фазу, приготовленную растворением 1,4 г технического хлористого кальция с содержанием CaCl2 34 мас.%, и 0,02 г едкого натра в 83,78 г искусственно минерализованной воды (16 г/л), вводили по каплям при механическом перемешивании в раствор 0,48 г эмульгатора ЭКС-ЭМ в 9,52 г (13,4 см3) гексановой фракции. В результате получили инвертную эмульсию следующего состава, мас.%:

Гексановая фракция10,0ЭКС-ЭМ0,5Хлористый кальций0,5Натр едкий0,02Вода88,98

Аналогичным образом готовили инвертные эмульсии другого состава.

Термическую стабильность полученных эмульсий определяли следующим образом. Готовую эмульсию в количестве 50 см3 заливали в градуированную стеклянную банку емкостью 100 см3, закрывали герметичной крышкой и ставили на испытание в суховоздушный термостат при температуре 80°С. Временем стабильности эмульсии считали время от начала испытаний до выделения из эмульсии видимых крупных капель воды или отслоения более 5 об.% углеводородной фазы.

Оценка фильтрационных, нефтевытесняющих и водоизолирующих свойств полученных инвертных эмульсий проводилась на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см с учетом проведенных физико-химических исследований. Проницаемость пористой среды в опытах составляла 0,35-0,42 мкм2. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный керн пласта Б8 Самотлорского месторождения. Подготовка к опытам осуществлялась по стандартным методикам.

Фильтрационные эксперименты проводились на установке "Core Laboratories". В качестве рабочих жидкостей использовались модель пластовой воды с общей минерализацией 16 г/л (4,5 г/л CaCl2; 11,5 г/л NaCl), Самотлорская нефть вязкостью 3 сПз при 20°С.

В ходе проведения опытов определялись следующие параметры: начальная, остаточная и конечная нефтенасыщенность, подвижность воды при остаточной и конечной нефтенасыщенности, коэффициент изоляции, коэффициент вытеснения нефти, прирост коэффициента вытеснения нефти,

Температура проведения опытов составляла 80°С, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/час (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 часов. Необходимо отметить, что конечный коэффициент вытеснения нефти рассчитывался с учетом привнесенного в пористую среду углеводорода, находящегося в составе закачиваемой эмульсионной системы.

Состав предлагаемых инвертных эмульсий, их термостабильность, нефтевытесняющие и водоизолирующие свойства представлены в таблице.

Термостабильность предлагаемых инвертных эмульсий значительно выше, чем у прототипа (11,5-38 часов против 10,5-12). По нефтевытесняющим и изолирующим свойствам предлагаемые инвертные эмульсии также превосходят прототип (прирост коэффициента вытеснения нефти 0,16-0,36 против 0,10-0,15, а коэффициент изоляции 1,73-2,31 против 1,43-1,56).

При содержании в эмульсии менее 0,5 мас.% эмульгатора и менее 0,5 мас.% хлористого кальция получаются нестабильные эмульсии, поэтому данные значения могут быть приняты за минимальные в предлагаемой композиции.

Увеличение содержания эмульгатора более 3,0 мас.% и хлористого кальция выше 3,0 мас.% не приводит к существенному улучшению эксплуатационных характеристик эмульсий, поэтому использовать более высокие, чем предлагается концентрации данных химреагентов экономически нецелесообразно.

Эмульсии с менее чем 10 мас.% и более чем 25 мас.% содержанием углеводорода термически менее стабильны и обладают худшими эксплуатационными характеристиками.

Положительный эффект введения в инвертную эмульсию едкого натра скорее всего объясняется повышением рН водной фазы до определенного уровня, что способствует стабилизации всей системы. Однако повышение содержания едкого натра выше 0,2 мас.% вызывает противоположный эффект - эмульсия становится менее стабильной и даже при максимальных концентрациях эмульгатора и хлористого кальция обладает слабой нефтевытесняющей и изолирующей способностью.

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 всего объема эмульсии скважина закрывается на сутки на реакцию, после этого запускается в работу под закачку.

Похожие патенты RU2333928C1

название год авторы номер документа
ИНВЕРТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2000
  • Селезнев А.Г.
  • Крянев Д.Ю.
  • Макаршин С.В.
RU2153576C1
ИНВЕРТНАЯ МИКРОЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 1996
RU2110675C1
ИНВЕРТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 1999
  • Гаевой Е.Г.
  • Магадов Р.С.
  • Назаров А.В.
  • Силин М.А.
  • Хлобыстов Д.С.
  • Рудь М.И.
RU2196224C2
СОСТАВ, СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ИНВЕРТНОЙ МИКРОЭМУЛЬСИИ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2008
  • Силин Михаил Александрович
  • Гаевой Евгений Геннадьевич
  • Магадова Любовь Абдулаевна
  • Рудь Михаил Иванович
  • Заворотный Виталий Леонидович
  • Губанов Владимир Борисович
  • Заворотный Андрей Витальевич
  • Елисеев Дмитрий Юрьевич
  • Мазуров Василий Александрович
  • Мухарский Давид Энверович
RU2381250C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ 2002
  • Мухарский Д.Э.
  • Мухарский Э.Д.
RU2209959C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ 2003
  • Волков В.А.
  • Беликова В.Г.
RU2244809C2
ГИДРОФОБНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2008
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Береговой Антон Николаевич
  • Андриянова Ольга Михайловна
  • Хисамов Раис Салихович
RU2379326C1
МИКРОЭМУЛЬСИОННАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2002
  • Рамазанова А.А.
  • Хисаева Д.А.
  • Абызбаев И.И.
  • Гафуров О.Г.
  • Шайдуллин Ф.Д.
  • Штанько В.П.
  • Назмиев И.М.
  • Русских К.Г.
  • Рамазанов Н.Р.
RU2213206C1
ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2004
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Муслимов Р.Х.
  • Абунагимов С.С.
  • Халиков А.Х.
  • Кудряшов В.Н.
  • Башкирцева Н.Ю.
  • Гараев Л.А.
  • Габидуллин Р.И.
  • Рахматуллин Р.Р.
  • Гарипов Р.Н.
RU2254459C1
Гидрофобная эмульсия 2018
  • Мусабиров Мунавир Хадеевич
  • Дмитриева Алина Юрьевна
RU2705675C1

Реферат патента 2008 года ИНВЕРТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при любой стадии разработки нефтяных месторождений с заводнением, для интенсификации работы добывающих скважин, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения текущей нефтеотдачи пласта. Технический результат - увеличение термостабильности, водоизолирующих и нефтевытесняющих свойств. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов содержит, мас.%: жидкий углеводород 10,0-25,0; эмульгатор ЭКС-ЭМ 0,5-3,0; хлористый кальций 0,5-3,0; натр едкий 0,02-0,2; вода остальное. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 333 928 C1

Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, включающая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), хлористый кальций и воду, отличающаяся тем, что в качестве ПАВ содержит эмульгатор ЭКС-ЭМ и дополнительно натр едкий при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкий углеводород10,0-25,0Эмульгатор ЭКС-ЭМ0,5-3,0Хлористый кальций0,5-3,0Натр едкий0,02-0,2ВодаОстальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2008 года RU2333928C1

ИНВЕРТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2000
  • Селезнев А.Г.
  • Крянев Д.Ю.
  • Макаршин С.В.
RU2153576C1
ИНВЕРТНАЯ МИКРОЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 1996
RU2110675C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И/ИЛИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА 1997
  • Собанова О.Б.
  • Фридман Г.Б.
  • Любимцева О.Г.
  • Брагина Н.Н.
RU2135754C1
US 4505828 А, 19.03.1985
US 5230814 А, 27.07.1993.

RU 2 333 928 C1

Авторы

Крянев Дмитрий Юрьевич

Петраков Андрей Михайлович

Рогова Татьяна Сергеевна

Макаршин Сергей Валентинович

Даты

2008-09-20Публикация

2007-01-26Подача