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.

 

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 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

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 фракция	10,0
ЭКС-ЭМ	0,5
Хлористый кальций	0,5
Натр едкий	0,02
Вода	88,98

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.

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 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