инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов

Формула изобретения

Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, водорастворимый химреагент и воду, отличающаяся тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества она содержит углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина - нефтенол НЗ, а в качестве водорастворимого химреагента - хлористый кальций при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкий углеводород - 10,0 - 20,0

Нефтенол НЗ - 0,3 - 5,0

Хлористый кальций - 0,3 - 1,5

Вода - Остальноео

Описание изобретения к патенту

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.

При разработке нефтяных месторождений широкое распространение получили вытесняющие композиции, содержащие в своем составе жидкий углеводород, смесь масло- и водорастворимых, химреагентов и воду [1, 2 и 3]. Наиболее близким к предложенному техническим решением является микроэмульсионный состав для вытеснения нефти из пласта, который содержит маслорастворимое поверхностно-активное вещество (неонол АФ_9-4 2,0 - 6,0%) водорастворимое поверхностно-активное вещество (анионное ПАВ 6,0 - 12,0%), жидкий углеводород (10,8 - 30,0%), остальное - вода [3]. Хотя данный состав имеет достаточно высокую эффективность действия, суммарное содержание в нем химреагентов составляет 3 - 18 мас.%.

Задачей изобретения является снижение расхода химреагентов, применяемых для приготовления микроэмульсии, при одновременном сохранении ее нефтевытесняющих свойств.

Поставленная задача решается тем, что инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, водорастворимый химреагент и воду, в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества содержит углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина - Нефтенол НЗ, а в качестве водорастворимого химреагента - хлористый кальций при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкий углеводород - 10,0-20,0

Нефтенол НЗ - 0,3- 5,0

Хлористый кальций - 0,3- 1,5

Вода - остальное

В качестве жидкого углеводорода применяется гексановая фракция - смесь предельных углеводородов C₆-C₈ выше. Гексановая фракция представляет собой прозрачную жидкость. Плотность при 20^oC 0,69 - 0,73 г/см³ вязкость при 20^oC 0,57 сСт: фракционный состав: температура начала кипения 32^oC, температура конца кипения 110^oC. Гексановая фракция является побочным продуктом нефтехимических производств (ТУ 3810381-77). Помимо гексановой фракции можно использовать стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкие нефти.

В качестве маслорастворимого химреагента в состав вводят Нефтенол НЗ - углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина. Нефтенол НЗ представляет собой маслянистую жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. Плотность при 20^oC 0,9 - 0,93 г/см³; температура застывания минус 40^oC (ТУ 2483- 007-17197708-93).

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

Инвертная микроэмульсия готовится следующим образом. В расчетное количество раствора Нефтенола НЗ в гексановой фракции при механическом перемешивании вводят расчетное количество раствора CaCl₂ в воде. Перемешивание прекращают через 10 мин после полного введения водной фазы в углеводородную. В результате получают высокодисперсную устойчивую микроэмульсию типа "вода в масле".

Пример 1. Водный раствор хлористого кальция готовят из технического жидкого хлористого кальция с содержанием CaCl₂ следующим образом. Отмеривают 0,79 мл 38%-ного хлористого кальция и разбавляют водой до объема 100 мл при перемешивании. Перемешивают в течение 1-2 мин. В 14 мл 3%-ного раствора ПАВ Нефтенол НЗ в гексановой фракции при механическом перемешивании небольшими порциями вводят 86 мл 0,3%-ного водного раствора хлористого кальция. Перемешивание прекращают через 10 мин после полного введения водной фазы, в результате получают микроэмульсию следующего состава, мас.%:

Гексановая фракция - 10,0

Нефтенол НЗ - 0,3

Хлористый кальций - 0,3

Вода - 89,4

Полученная эмульсия характеризуется плотностью 964 кг/м³ динамической вязкостью 14,8 мПас при 20^oC.

Аналогичным образом готовят эмульсии другого состава.

Нефтевытесняющую способность эмульсии определяют 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 насыщается водой, весовым способом определяется пористость и проницаемость модели по воде. После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяется начальная нефтенасыщенность. В экспериментах используют природную нефть плотностью 850 кг/м³ и динамической вязкостью 10 мПас при 20^oC. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через модель фильтруют один поровый объем испытуемой эмульсии и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Пример 2. В модель пласта с проницаемостью по воде 3,8 мкм² и начальной нефтенасыщенностью 68,4% закачивают три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляет 28,7%, коэффициент вытеснения нефти водой - 0,64. Через модель фильтруют один поровый объем оторочки эмульсии следующего состава, мас.%: гексановая фракция 10,0; ПАВ Нефтенол НЗ 1,2; CaCl₂ 0,6; вода 88,2. Оторочку эмульсии продвигают тремя поровыми объемами воды. Остаточная нефтенасыщенность модели после закачки оторочки микроэмульсии и продвижения ее водой составляет 24,6%, общий коэффициент вытеснения нефти - 0,85, прирост коэффициента вытеснения - 0,21.

Аналогичным образом исследуют 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 (0,18 -0,34 против 0,15 - 0,30), а расход химреагентов существенно уменьшается (0,6 -6,5 мас.% против 8,0 - 18,0 мас. %. Установлено, кроме того, что микроэмульсия имеет нефтеотмывающий эффект на 10 - 12% выше, чем в прототипе, вдвое снижается проницаемость по воде.

При содержании в микроэмульсии менее 0,3 мас.% ПАВ Нефтенол НЗ и менее 0,3 мас.% хлористого кальция (примеры 15 и 17) образуются нестабильные эмульсии, поэтому эти значения могут быть приняты за минимальное содержание в составе данных химреагентов. Увеличение концентрации маслорастворимого ПАВ выше 5,0 мас. % и концентрации водорастворимого химреагента выше 1,0 мас.% (примеры 16 и 18) не приводит к существенному приросту коэффициента вытеснения, поэтому использовать составы с содержанием химреагентов выше этих концентраций нецелесообразно. Составы с содержанием жидкого углеводорода менее 10,0 мас.% (примеры 13 и 14 характеризуются плохими нефтевытесняющими свойствами, прирост коэффициента вытеснения 0,09 - 0,11). Увеличение содержания углеводорода выше 20,0 мас.% (примеры 10, 20) не приводит к улучшению нефтевытесняющих свойств микроэмульсии. На основании этого оптимальное содержание жидкого углеводорода в композиции составляет 20,0 мас.%.

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

Обработка данной микроэмульсией нефтяных пластов Пограничного месторождения Ноябрьского региона позволила получить дополнительно - 1466 тыс. т нефти, т.е. на 1 т закаченных химреагентов получено 99 т нефти.