состав для извлечения нефти

Формула изобретения

Состав для извлечения нефти, включающий жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол НЗ, стабилизатор с водоотталкивающими свойствами - хлористый кальций и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит дибутилфталат или диэтилфталат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкий углеводород - 10,0-20,0

Маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол НЗ - 0,3-3,0

Стабилизатор с водоотталкивающими свойствами - хлористый кальций - 5,0-10,0

Дибутилфталат или диэтилфталат - 1,0-3,0

Вода - Остальноеи

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при любой стадии разработки нефтяных месторождений с заводнением для интенсификации работы добывающих скважин и увеличения текущей нефеотдачи пласта.

Одной из основных проблем нефтедобывающей промышленности на протяжении многих лет является увеличение нефтеотдачи пластов и темпов разработки нефтяных залежей.

В настоящее время в разработке находится большое количество месторождений, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами разной проницаемости. Нагнетаемая в пласт вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым прослоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, зонах. В этих условиях существенное снижение фильтрационных сопротивлений течения жидкости в зоне вокруг добывающих и нагнетательных скважин, подключение в работу ранее не вовлеченных в разработку пропластков, а также полное или частичное исключение из работы промытых горизонтов приведет к интенсификации добычи нефти, возрастанию охвата пласта воздействием, а следовательно, и нефтеотдачи.

Одним из третичных методов повышения нефтеотдачи пласта является закачка эмульсионных растворов через нагнетательные скважины в продуктивный пласт. 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.

Из применяющихся в настоящее время композиций хорошими нефтевытесняющими составами обладает состав для вытеснения нефти из пласта [1], содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество, жидкий углеводород и воду, при этом в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества состав содержит Нефтенол НЗ - углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, а в качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества, обладающего стабилизирующими и водоотталкивающими свойствами, ГКЖ-10 или ГКЖ-11 - водно-спиртовой раствор алкилсиликоната натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкий углеводород - 10,0-20,0

Маслорастворимое поверхностно-активное вещество НЗ - глеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина - 0,3-3,0

Водорастворимое поверхностно-активное вещество ГКЖ-10 или ГКЖ-11 - водно-спиртовой раствор алкилсиликоната натрия - 0,1-1,0

Вода - Остальное

Состав обладает хорошими нефтевытесняющими свойствами, однако он содержит дорогостоящий компонент ГКЖ, при работе с которым необходимы повышенные меры безопасности. Жидкости ГКЖ-10, ГКЖ-11 имеют щелочную реакцию и действуют на кожу прижигающим образом. В качестве индивидуальной защиты при работе с составом содержащим ГКЖ применяют защитные очки, резиновые перчатки, прорезиненный фартук, резиновые сапоги.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является состав для извлечения нефти [2] содержащий жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество - нефтенол НЗ, стабилизатор с водоотталкивающими свойствами - хлористый кальций и воду 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

Недостатком известного состава является то, что при работе с составом необходимы повышенные меры безопасности, так как гексановая фракция, входящая в состав инвертной микроэмульсии, имеет низкую температуру начала кипения - 32^oС. Это приводит к тому, что во время приготовления состава к закачке в скважину при определенной температуре окружающей среды могут образовываться легко воспламеняемые пары легких углеводородов, что в свою очередь может привести к возникновению пожара или даже взрыва состава. Кроме того, известный состав обладает сравнительно небольшой эффективностью и длительностью эффекта.

Задачей изобретения является повышение безопасности ведения работ при одновременном повышении нефтевытесняющих свойств состава.

Указанная задача решается тем, что состав для извлечения нефти, включающий жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол НЗ, стабилизатор с водоотталкивающими свойствами - хлористый кальций и воду, содержит дополнительно дибутилфталат или диэтилфталат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкий углеводород - 10,0-20,0

Маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол НЗ - 0,3-3,0

Стабилизатор с водоотталкивающими свойствами - хлористый кальций - 5,0-10,0

Дибутилфталат или диэтилфталат - 1,0-3,0

Вода - Остальное

В качестве жидкого углеводорода применяют, например, гексановую фракцию - смесь предельных углеводородов С₆-C₈ и выше (температура начала кипения - 32^oС), стабильный бензин (температура кипения 35^oС), широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ - температура кипения 35^oС). Гексановая фракция является побочным продуктом нефтехимических производств (ТУ 3810381-77), представляет собой прозрачную жидкость. Плотность при 20^oС 0,69-0,73 г/см³.

В качестве маслорастворимого ПАВ используют Нефтенол НЗ - углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина. Помимо Нефтенола НЗ в качестве стабилизатора состава можно использовать другой эмульгатор, обладающий аналогичными свойствами, например Синол-М.

В качестве стабилизатора с водоотталкивающими свойствами состав содержит хлористый кальций, химическая формула - CaCl₂, выпускаемый по ГОСТ 450-77.

В качестве добавки, повышающей температуру кипения состава, применяют дибутилфталат, химическая формула - С₆Н₄ (СООС₄Н₉)₂, имеющий температуру кипения 340^oС, или диэтилфталат, химическая формула С₆Н₄ (COOC₂H₅)₂, имеющий температуру кипения около 300^oС. Оба состава являются недорогим продуктом крупнотоннажного производства.

Необходимый объем добавки определяют в зависимости от типа и объема используемого жидкого углеводорода и температуры воздуха в зоне обрабатываемой скважины, с учетом коэффициента запаса безопасного ведения работ (принимаем 25%).

Необходимый объем добавки определяют по формуле:



где V_yв - объем используемого жидкого углеводорода,

Т_ув - температура начала кипения углеводорода,

Т_доб - температура начала кипения добавки (дибутилфталат) - 340^oС;

T_cм= 1,25Т_в - температура начала кипения смеси жидкого углеводорода и добавки, Т_в - температура воздуха в зоне проведения работ. Наиболее проблематичной с точки зрения безопасности ведения работ является летняя жаркая погода, когда в районах Волго-Урала (Татарстан, Башкортостан. Самарская, Оренбургская области и др.) дневная температура достигает 35^oС, а на солнце - 50^oС.

Принимая Т_в=50^oС, определяем, что Т_cм должна быть не менее 1,25 Т_в, т.е. 62,5^oС. Для этих условий необходимый объем добавки указан в таблице 1.

Нефтевытесняющую способность состава 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 Лениногорского НГДУ Республики Татарстан 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 мПа при 20^oС. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через модель фильтруют один поровый объем испытуемого состава и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Нефтевытесняющая способность известного и предлагаемого составов приведены в таблице 2.

В предлагаемом составе в качестве добавки, понижающей температуру кипения состава, применяли дибутилфталат. Остальные компоненты - те же что и у прототипа.

При содержании в составе менее 0,3% ПАВ Нефтенол НЗ и менее 5% хлористого кальция (примеры 12,14) составы не стабильны, поэтому эти значения могут быть приняты за минимальное содержание в составе данных химреагентов.

Увеличение концентрации маслорастворимого ПАВ выше 3% и хлористого кальция выше 10% (примеры 13, 15) не приводят к существенному приросту коэффициента вытеснения, поэтому использовать состав с содержанием реагентов выше этих концентраций нецелесообразно. Составы с содержанием жидкого углеводорода менее 10,0 мас.% (примеры 10, 11) характеризуются плохими нефтевытесняющими свойствами. Увеличение содержания углеводорода выше 20,0 мас.% (примеры 16, 17) не приводит к улучшению нефтевытесняющих свойств состава.

Из таблицы видно, что нефтевытесняющая способность предлагаемого состава выше, чем у прототипа.

Действительно если мы возьмем среднее значение общего коэффициента нефтевытеснения, например, в первых 3-х опытах известного состава (см. таблицу по патенту 2110675) и аналогичных 3-х опытах предложенного состава, то это отличие составляет 0,028. При среднем коэффициенте охвата вытеснением 0,735 увеличение коэффициента извлечения запасов составит



или в 1,024 раза больше по сравнению с применением известного состава. А это значит, что если извлекаемые запасы на месторождении (среднем по стране) составляет 100 млн. тонн то применение нашего реагента по сравнению с применением известного состава позволит их повысить на 2,4 млн. т нефти.

Кроме того, необходимо отметить, что при применении предложенного состава по сравнению с применением известного состава возрастает длительность эффекта и соответственно прирост дополнительно добытой нефти, что подтверждено актами промышленных испытаний.

Состав применяют двумя способами.

1 способ. В приготовлении и закачке используют автоцистерны со смесью Нефтенола НЗ, стабильного бензина и дибутилфталата 2 ЦА-320 и автоцистерна с раствором хлористого кальция. Закачка производится через тройник (или специально изготовленный диспергатор) путем одновременной подачи смеси растворов Нефтенола НЗ, стабильного бензина, дибутилфталата и раствора хлористого кальция в поток закачиваемой технической воды.

2 способ. В приготовлении и закачке используют автоцистерны со смесью Нефтенола НЗ, стабильного бензина и дибутилфталата 2 ЦА-320, автоцистерна с раствором хлористого кальция и автоцистерна для приготовления состава. Одним из ЦА-320 производится поочередная подача расчетного количества смесей Нефтенола НЗ, стабильного бензина, дибутилфталата и раствора хлористого кальция в автоцистерну, предназначенную для приготовления и контроля за качеством состава. Добавляется в нее расчетное количество технической воды, из линии на нагнетательной скважине и вторым ЦА-320 производится сначала перемешивание, а затем закачка в остановленную скважину.

Перед началом закачки производится замер приемистости скважины на трех режимах работы агрегата. По полученным данным замеров строится зависимость "приемистость - давление закачки".

При резком повышении давления в процессе закачки состава (свыше 30%) закачка прекращается и производится закачка технической воды до снижения давления до величины, не превышающей 10-15% величины давления, имеющегося в начале цикла (110-120 атм.).

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

Обработка предлагаемым составом нагнетательных скважин позволила повысить безопасность ведения работ при одновременном повышении нефтевытесняющих свойств состава.

Используемые источники

1. Патент РФ 2065033, кл. Е 21 В 43/22 опубл. 1996 г.

2. Патент РФ 2110675, кл. E 21 B 43/22 опубл. 1998 г.