Состав для вытеснения нефти из карбонатного пласта Советский патент 1991 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для вытеснения нефти из карбонатных пластов.

Цель изобретения - улучшение нефтевытесняющих свойств состава и снижение коррозионной активности путем образования кислотно-углеродной эмульсии.

Состав содержит водный раствор соляной кислоты, смесь синтетических поверхностно-активных веществ (МЛ-72 или МЛ-80), углеводород и смесь полиэтилен- гликолевых эфиров моно- и диа л кил фенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов мас.%: соляная кислота 5,6-10,7; МЛ 72или МЛ-80 0,01-0,5; углеводород 33- 50; ОП 10 0,2-0,5, вода - остальное.

В качестве углеводородной фазы используют природную легкую нефть, компонентный состав которой следующий, мас.%: парафин 4; смолы 1; асфальтенов нет, углеводороды Cs-Сю - остальное до 100. Можно использовать легкие фракции нефти (газовый бензин, керосин, гексан и ДР-).

ПАВ ОП-10 или неонил вводится в кислотно-углеводородную эмульсию в основном в качестве стабилизатора-эмульгатора, а ПАВ МЛ-72 (или МЛ-80) - для лучшего отмывания нефти при заводнении нефтеносных пластов водой. Соляная кислота - техническая без ингибиторов-для стимуляции работы пласта.

сь оо

i

VI

Соотношения компонентов варьирую в выбранных пределах с целью получения стабильной во времени и при повышенной температуре эмульсии. При больших ипи меньших количествах компонентов получается менее стабильная эмульсия, расслаивающаяся на отдельные фазы, что приводит к снижению эффективности охвата пласта обработкой.

В табл. 1 представлены лабораторные исследования свойств эмульсий различного состава (стабильность, растворяющая способность смешанных образцов).

Эмульсию приготавливают путем диспергирования кислотной и углеводородной фаз в присутствии эмульгатора с помощью лабораторной мешалки при 3000 об/мин в течение 5 мин.

За показатель устойчивости эмульсии принимают отслоение одной из фаз состава (10% объема - начало расслоения; 50% - конец расслоения). Как видно из табл. 1, составы имеют высокую стабильность, как при низкой (20°С) температуре приготовления эмульсии, так и при повышенных 60 и 80°С(опыт 10), при последней эмульсия возгоняется, но не разрушается в течение 4 и более часов.

Оптимальными выбраны те составы, у которых начало расслоения при повышенной температуре не меньше 4 ч. Другим критерием при выборе оптимального состава является способность эмульсии растворять смешенные образцы, состоящие из карбоната и эсфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). В качестве карбонатов берут природный ракушечник, содержащий 98-99% карбоната кальция, а в качестве органических отложений - АСПО следующего состава, вес.%:

Асфальтены55,5

Смолы9,0

Парафины22,5

Масла13,0

Температура плавления АСПО 85-86°С.

Образцы смешенных отложений готовят в виде одинаковых таблеток (3 г) при весовом соотношении органической и карбонатной частей 1:1 путем заливки раздробленного ракушечника (фракции 2-2,5 мм) расплавленной массой АСПО при 90°С и кристаллизации при комнатной температуре. Объем эмульсии во всех опытах 40 мл. Опыты проводят в герметичных сосудах при 60°С в течение 3 ч, помещая образцы в корзиночки из мелкой сетки. Поокончании опыта образец извлекают из эмульсии, высушивают на воздухе и взвешивают для определения степени растворения.

Как видно из табл. 1, известные составы (HCI и HCI + МЛ-72) имеют низкую эффективность растворения смешенных образцов (5,2 и 24,2 соответственно). Это объясняется

наличием на поверхности карбонатов адсорбированных и ВЫПЕВШИХ из раствора ас- фальто-смолопарафиновых отложений (АСПО), затрудняющих контакт кислотных растворов с карбонатами. Добавки МЛ-72

0 улучшают эффективность вследствие их отмывающей и диспергирующей способности, оставаясь, однако все же низкой, Предлагаемые составы имеют высокую растворяющую способность (70-99%), намного

5 превышающую известные составы и чистую нефть (опыт 2). Варьируя концентрации компонентов кислотно-углеводородной эмульсии для каждого конкретного случая, можно подобрать оптимальный состав.

0Как видно из табл. 2, нефтевытесняющая способность кислотно-углеводородной

эмульсии намного превышает величины для

известных составов (в 1,5-3 раза выше).

Нефтевытесняющую способность со5 ставов (/) определяют следующим образом. Керн из песка и ракушечника в соотношении 3:1, длиной 26 см и диаметром 1.4см с пористостью 30-35% и проницаемостью по воде 5-25 мкм насыщают 1 поровым

0 объемом нефти с различной вязкостью. Затем нефть вытесняют тремя перовыми объемами воды, нагретой до 60°С. При этом достигают практически полной обводненности выходящей жидкости. Систему термо5 статируют и все опыты проводят при 60, 40. 20°С - температурах пласта месторождений соответственно. Нефтевытеснение из керна достигает 50-56% (в опытах 8, 11 используют 1 поровый объем воды, а в опытах 9-10 0 2 объема).

Как видно из табл. 2, один поровый объем кислотно-углеводородной эмульсии вытесняет 70-100% остаточной нефти, а 1,5 поровых объеМа - 100%. Продавливание

5 эмульсии через керн осуществляют двумя поровыми объемами воды. При этом 60- 80% вытесняемой нефти эмульсией практически безводны. Известные составы (опыты 16-19) позволяют вытеснять (лпотмыть)

0 только 30-45% нефти. Реакция кислоты с ракушечником протекает настолько бурно, что приводит с необходимости увеличить давление вытеснения в 2,5-5 раз (последнее для более высокой концентрации соляной

5 кислоты 21,4 об.%), В результате оказывается, что проницаемость керна уменьшается за счет разрушения (размельчения верхнего слоя керна. Тогда как эмульсия приводит к равномерному увеличению проницаемости керна (табл 3).

Кроме высокой нефтеаытесняющей способности нефтей с вязкостью 17,9-121,3 МПа с и высокой стимулирующей способности, состав обладает низкой коррозионной агрессивностью по отношению к металлу. Защитный эффект кислотно-углеводородной эмульсии 86% при 25°С и 78% при 60°С,

Высокая вытесняющая эффективность данного состава объясняется комплексным действием всех компонентов эмульсии, Ор- ганический растворитель и ПАВы способны диффундировать в нефть и разрушать образуемую асфальтенами, смолами и парафинами структуру, обеспечивая доступ кислоты и карбонатам породы.

В результате реакции кислоты с карбонатами выделяется углекислый газ, который, растворяясь Б нефти, так же как и органический растворитель разжижает пластовую нефть, снижая ее вязкость, тем сэ- мым увеличивая ее подвижность. С02 и органический растворитель.растворяют нефть и, растворяясь в ней, позволяют отмыть (и доотмыть) пласт, увеличивая коэффициент вытеснения.

Двуокись углерода, попадая в водяной пропласток, повышает вязкость воды при растворении в ней с образованием нерастворимых карбонатов с поливалентными катионами пластовой воды и тем самым способствует снижению подвижности воды относительно нефти и также повышению коэффициента охвата пласта заводнением.

ПАВы (ОП 10 и МЛ-72) снижают межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшают смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивают таким образом, переход нефти из пленочного состояния в капельное, т.с также спосоо ствуют увеличению коэффициента выяснения.

Кислота, свчзанная в эмульсию, имеет замедленную скорость реакции с породой, тем самым обеспечивается равномерность и больший охват пласта обработкой, повышай эффективную проницаемость породы для нефти.

Реакция идет с выделением тепла и ее тепловое воздействие позволяет снизить также вязкость нефти, т.е. увеличить подвижность.

В,се это в конечном счете приводит к высокой эффективности процесса вытеснения (довытеснения) нефти из пласта.

Внедрение предлагаемого состава на предприятиях позволяет получить дополнительно более 1 млн. т. нефти.

Формула изобретения Состаз для вытеснения нефти из карбонатного пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты и смесь синтетических поверхностно-активных веществ . (МЛ-72 или МЛ-80), отличающийся тем, что, с целью улучшения нефтевытесняющих свойств состава и снижения коррозионной актизности за счет образования кислотно- углеводородной эмульсии, он дополнительно содержит углеводород и смесь полиэтиленгликолевых эфиров моно- и ди- алкипфенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов, мае ч:

Соляная кислота5,6-10,7

МЛ-72 или МЛ-800,01-0,5

Углеводород33-50

ОП-100,2-0,5

ВодаОстальное

Таблица I

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для вытеснения нефти из карбонатных пластов. Цель изобретения - улучшение нефтевытесняющих свойств состава и снижение коррозионной активности за счет образования кислотно-углеводородной эмульсии. Состав содержит водный раствор соляной кислоты, смесь синтетических поверхностно-активных веществ (МЛ-72 или МЛ-80), углеводород и смесь полиэтилен- гликолевых эфиров и моно- и диа л кил фенолов (ОП-10) при следующем соотношении компонентов (мас.ч): соляная кислота 5,6- 10,7,- МЛ-72 или МД-80 0,01-0,5; углеводород 33-50; ОП-10 0.2-0,5; вода остальное. В качестве углеводорода можно использовать легкую нефть при следующем компонентном составе, мас.%: парафин 4; смолы 1, углеводороды Cs-Cio остальное. Состав готовят путем диспергирования кислотной и углеводородной фаз в присутствии эмульгатора (ОП-10). Использование кислотно-углеводородной эмульсии в качестве вытесняющей оторочки при заводнении позволяет значительно повысить коэффициент вытеснения и коэффициент охвата пласта воздействием, снизить коррозию. 3 табл. г Ј

Примечание. В

скобках даны количества неонола (,:ример 21) МП-80 (примеры 14, 19)

Т а 0 п и i