RU2110675C1 - Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов - Google Patents
Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2110675C1 RU2110675C1 RU96108744/03A RU96108744A RU2110675C1 RU 2110675 C1 RU2110675 C1 RU 2110675C1 RU 96108744/03 A RU96108744/03 A RU 96108744/03A RU 96108744 A RU96108744 A RU 96108744A RU 2110675 C1 RU2110675 C1 RU 2110675C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- microemulsion
- hydrocarbon
- calcium chloride
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Целью изобретения является снижение расхода химреагентов, применяемых для приготовления микроэмульсии при одновременном сохранении ее нефтевытесняющих свойств. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов содержит следующие компоненты, мас.%: жидкий углеводород 10,0-20,0, эмульгатор - Нефтенол НЗ 0,3-0,5%; хлористый кальций 0,3-1,5; остальное - вода. В качестве жидкого углеводорода используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкие нефти. Эмульгатор нефтенол НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина. По сравнению с прототипом существенно снижается расход химреагентов 0,6-6,5 % против 8,0-18%, при этом повышается на 10-12% нефтеотмывающий эффект микроэмульсии и вдвое снижается проницаемость по воде. 1 табл.
Description
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 АФ9-4 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 20oC 0,69 - 0,73 г/см3 вязкость при 20oC 0,57 сСт: фракционный состав: температура начала кипения 32oC, температура конца кипения 110oC. 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.
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 20oC 0,69 - 0,73 г/см3 вязкость при 20oC 0,57 сСт: фракционный состав: температура начала кипения 32oC, температура конца кипения 110oC. 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 20oC 0,9 - 0,93 г/см3; температура застывания минус 40oC (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 мПа•с при 20oC.
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 мПа•с при 20oC.
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 мПа•с при 20oC. 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.
Claims (1)
- 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
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96108744/03A RU2110675C1 (ru) | 1996-04-26 | 1996-04-26 | Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96108744/03A RU2110675C1 (ru) | 1996-04-26 | 1996-04-26 | Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2110675C1 true RU2110675C1 (ru) | 1998-05-10 |
RU96108744A RU96108744A (ru) | 1998-06-20 |
Family
ID=20180137
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96108744/03A RU2110675C1 (ru) | 1996-04-26 | 1996-04-26 | Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2110675C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2613975C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Эмульгатор инвертных эмульсий |
RU2660967C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии |
RU2797224C1 (ru) * | 2022-07-22 | 2023-05-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Химико-технологический состав с регулируемой вязкостью для выравнивания профиля приемистости в скважинах поддержания пластового давления и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте |
-
1996
- 1996-04-26 RU RU96108744/03A patent/RU2110675C1/ru active IP Right Revival
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
SU, авторское свидетельство , 1668642, кл. E 21 B 43/22, 1991. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2613975C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Эмульгатор инвертных эмульсий |
RU2660967C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии |
RU2797224C1 (ru) * | 2022-07-22 | 2023-05-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Химико-технологический состав с регулируемой вязкостью для выравнивания профиля приемистости в скважинах поддержания пластового давления и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2548266C2 (ru) | Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения | |
US4457373A (en) | Process for oil recovery from subterranean deposits by emulsion flooding | |
US3126952A (en) | Waterflooding method | |
US5008026A (en) | Well treatment compositions and method | |
US5095989A (en) | Microemulsion method for improving the injectivity of a well | |
CN111909679B (zh) | 一种基于气溶性表面活性剂降低二氧化碳与原油最小混相压力的组合物制备方法及应用 | |
US4036300A (en) | Micellar flooding process | |
US4582138A (en) | Method for oil recovery from reservoir rock formations | |
US3174542A (en) | Secondary recovery method | |
US3866680A (en) | Miscible flood process | |
Zhou et al. | Research on surfactant flooding in high-temperature and high-salinity reservoir for enhanced oil recovery | |
US3111985A (en) | Secondary recovery method | |
US4705110A (en) | Process for increasing injectability of injection wells in oil extraction by means of water flooding | |
RU2110675C1 (ru) | Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов | |
US3557873A (en) | Method for improving the injectivity of water injection wells | |
Bansal et al. | Enhanced oil recovery using lignosulfonates | |
RU2065033C1 (ru) | Состав для извлечения нефти | |
RU2153576C1 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
RU2381250C1 (ru) | Состав, способ приготовления и применения инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов | |
CA1179114A (en) | Method for recovering oil from a subterranean deposit | |
NO830760L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av tilnaermelsesvis emulsjonsfri olje fra et underjordisk reservoar | |
RU2196224C2 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
RU2001132070A (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
Li et al. | What is the Criterion for Selecting Alkaline/Surfactaint/Polymer Flooding Formulation: Phase Behavior or Interfacial Tension |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040427 |
|
NF4A | Reinstatement of patent | ||
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20051227 |
|
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20080229 |
|
QZ4A | Changes in the licence of a patent |
Effective date: 20080229 |
|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: SUB-LICENCE Effective date: 20110420 |
|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130425 |
|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: SUB-LICENCE Effective date: 20131028 |