RU2196224C2 - Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов - Google Patents
Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2196224C2 RU2196224C2 RU99120474A RU99120474A RU2196224C2 RU 2196224 C2 RU2196224 C2 RU 2196224C2 RU 99120474 A RU99120474 A RU 99120474A RU 99120474 A RU99120474 A RU 99120474A RU 2196224 C2 RU2196224 C2 RU 2196224C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- neftenol
- calcium chloride
- emulsion
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
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. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, Нефтенол, хлористый кальций и воду, в качестве Нефтенола содержит Нефтенол НЗт при следующем соотношении компонентов, мас.%: жидкий углеводород - 10,0-20,0; Нефтенол НЗт - 0,3-5,0; хлористый кальций - 0,8-12,0; вода - остальное. Технический результат - сохранение нефтевытесняющих свойств и повышение термостабильности инвертной эмульсии в условиях повышенной минерализации водной фазы. 1 табл.
Description
Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений на любой стадии заводнения, для интенсификации работы добывающих скважин, увеличения текущей нефтеотдачи пласта.
Известен микроэмульсионный состав, содержащий жидкий углеводород, смесь масло- и водорастворимых химреагентов и воду (1).
Наиболее близким к предложенному изобретению является инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая (мас. %): жидкий углеводород 10,0-20,0, Нефтенол НЗ - раствор маслорастворимого поверхностно-активного вещества в углеводородном растворителе - 0,3-5,0; хлористый кальций - 0,3-1,5; остальное - вода (2).
Задачей изобретения является сохранение нефтевытесняющих свойств и повышение термостабильности инвертной эмульсии в условиях высокой минерализации водной фазы.
Поставленная задача решается тем, что инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, Нефтенол, хлористый кальций и воду, в качестве Нефтенола содержит Нефтенол НЗт при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Жидкий углеводород - 10,0 - 20,0
Нефтенол НЗт - 0,3 - 5,0
Хлористый кальций - 0,8 - 12,0
Вода - Остальное
В качестве жидкого углеводорода применяется гексановая фракция - смесь предельных углеводородов C6-C8 и выше. Гексановая фракция представляет собой прозрачную жидкость. Плотность при 20oС 690-730 кг/м3; вязкость при 20oС 0,57 мм2/с, фракционный состав: температура начала кипения - 32oС, температура конца кипения -110oС. Гексановая фракция является побочным продуктом нефтехимических производств (ТУ 3810381). Помимо гексановой фракции можно использовать стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкие нефти.
Жидкий углеводород - 10,0 - 20,0
Нефтенол НЗт - 0,3 - 5,0
Хлористый кальций - 0,8 - 12,0
Вода - Остальное
В качестве жидкого углеводорода применяется гексановая фракция - смесь предельных углеводородов C6-C8 и выше. Гексановая фракция представляет собой прозрачную жидкость. Плотность при 20oС 690-730 кг/м3; вязкость при 20oС 0,57 мм2/с, фракционный состав: температура начала кипения - 32oС, температура конца кипения -110oС. Гексановая фракция является побочным продуктом нефтехимических производств (ТУ 3810381). Помимо гексановой фракции можно использовать стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкие нефти.
Нефтенол НЗт - раствор соли алкилполиаминов и жирных кислот общей формулы
R1-[NH2 +(CH2)3]nNH3 +[RCOO]n -,
где R, R1- углеводородные радикалы жирных кислот из ряда C8-C24, n=2...3 в углеводородном растворителе (керосине, дизельном топливе) с добавкой полярного растворителя (жирных спиртов С5-С8 кубовых остатков производства бутиловых спиртов, сивушных масел).
R1-[NH2 +(CH2)3]nNH3 +[RCOO]n -,
где R, R1- углеводородные радикалы жирных кислот из ряда C8-C24, n=2...3 в углеводородном растворителе (керосине, дизельном топливе) с добавкой полярного растворителя (жирных спиртов С5-С8 кубовых остатков производства бутиловых спиртов, сивушных масел).
Нефтенол НЗт представляет собой маслянистую жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. Плотность при 20oС 810-820 кг/м3; температура застывания не выше минус 40oС.
В качестве водорастворимого химреагента применяют хлористый кальций: кальцинированный, плавленный или жидкий, выпускаемый по ГОСТ 450-77. Требуемое количество технического хлористого кальция рассчитывается исходя из содержания CaCl2 в испытуемом образце.
Воду используют пресную или минерализованную (пластовую). В экспериментах использовали воду с минерализацией 6 г/л NaCl, куда добавляли 30%-ный водный раствор СаСl2.
Инвертную эмульсию готовили следующим образом. В расчетное количество раствора Нефтенола НЗт в гексановой фракции при механическом перемешивании вводили расчетное количество раствора СаСl2 в воде. Перемешивание прекращали через 10 мин после полного введения водной фазы в углеводородную. В результате получали высокодисперсную устойчивую эмульсию типа "вода в масле". Термостабильность эмульсии оценивали по следующей методике. В пробирку наливали до 2/3 объема готовую эмульсию, закрывали притертой пробкой и ставили в термостат при 80oС. Эмульсия выдерживала испытание, если за 8 ч в ней не происходило выделение капель воды.
Пример 1. Водный раствор хлористого кальция готовили следующим образом. Отмеривали 2,32 мл 30%-ного хлористого кальция и разбавляли водой до объема 100 мл при перемешивании. Перемешивали в течение 1-2 мин. В 14,4 мл 0,3%-ного раствора ПАВ Нефтенол НЗт в гексановой фракции при механическом перемешивании небольшими порциями вводили 89,8 мл 0,8%-ного водного раствора хлористого кальция. Перемешивание прекращали через 10 мин после полного введения водной фазы, в результате получали эмульсию следующего состава, мас.%:
Гексановая фракция - 10,0
Нефтенол НЗт - 0,3
Хлористый кальций - 0,8
Вода - 88,9
Полученная эмульсия характеризуется плотностью 968 кг/м3, динамической вязкостью 29,3 мПа•с при 20oС и термостабильностью 9 ч.
Гексановая фракция - 10,0
Нефтенол НЗт - 0,3
Хлористый кальций - 0,8
Вода - 88,9
Полученная эмульсия характеризуется плотностью 968 кг/м3, динамической вязкостью 29,3 мПа•с при 20oС и термостабильностью 9 ч.
Аналогичным образом готовят эмульсии другого состава.
Нефтевытесняющую способность эмульсии определяли 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 насыщали водой, весовым способом определяли пористость и проницаемость модели по воде. После этого в модель под давлением нагнетали нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяли начальную нефтенасыщенность. В экспериментах использовали природную нефть плотностью 860 кг/м3 и динамической вязкостью 12 мПа•с при 20oС. Начальное вытеснение проводили водой (три поровых объема) и определяли коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через модель фильтровали один поровый объем испытуемой эмульсии и три поровых объема воды, определяли прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Пример 2. В модель пласта с проницаемостью по воде 3,8 мкм2 и начальной нефтенасыщенностью 68,4% закачивали три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляла 34,2%, коэффициент вытеснения нефти водой - 0,50. Через модель фильтровали один поровый объем оторочки эмульсии следующего состава, мас.%: гексановая фракция - 10,0; ПАВ Нефтенол НЗт - 5,0; СаСl2- 0,8; вода - 84,2. Оторочку эмульсии продвигали тремя поровыми объемами воды. Остаточная нефтенасыщенность модели после закачки оторочки эмульсии и продвижения ее водой составляла 1,6%, общий коэффициент вытеснения нефти - 0,79, прирост коэффициента вытеснения - 0,29.
Аналогичным образом исследовали 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 (0,23-0,37 против 0,16-0,35), а термостабильность увеличивается в условиях повышенной минерализации водной фазы.
При содержании в инвертной эмульсии менее 0,3 мас.% ПАВ Нефтенол НЗт и менее 0,8 мас. % или более 12 мас.% хлористого кальция (примеры 15,17,18) образуются нестабильные эмульсии, поэтому эти значения могут быть приняты за граничное содержание в составе данных химреа-гентов. Увеличение концентрации маслорастворимого химреагента выше 5,0 мас.% (пример 16) нецелесообразно, поскольку не приводит к приросту коэффициента вытеснения. Составы с содержанием жидкого углеводорода менее 10,0 мас.% (примеры 13 и 14) имеют очень большую вязкость и плохую термостабильность. Увеличение содержания углеводорода выше 20,0 мас.% (примеры 19, 20) наоборот, приводит к низкой вязкости эмульсий и не способствует улучшению их нефтевытесняющих свойств.
Инвертную эмульсию применяют следующим образом. В заводненный пласт, после применения метода разработки путем закачки воды, через буферную задвижку нагнетательной скважины закачивают расчетное количество приготовленной эмульсии или количество, при котором наблюдается снижение приемистости скважины до заданной отметки. После закачки эмульсии в пласт нагнетают воду или водный раствор полимера.
Источники информации
1. Патент РФ 2065033, кл. Е 21 В 43/22, 10.08.1996.
1. Патент РФ 2065033, кл. Е 21 В 43/22, 10.08.1996.
2. Патент РФ 2110675, кл. Е 21 В 43/22, 10.05.1998 - прототип.
Claims (1)
- Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, Нефтенол, хлористый кальций и воду, отличающаяся тем, что в качестве Нефтенола она содержит Нефтенол НЗт при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Жидкий углеводород - 10,0-20,0
Нефтенол НЗт - 0,3-5,0
Хлористый кальций - 0,8-12,0
Вода - Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99120474A RU2196224C2 (ru) | 1999-09-30 | 1999-09-30 | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99120474A RU2196224C2 (ru) | 1999-09-30 | 1999-09-30 | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU99120474A RU99120474A (ru) | 2001-08-20 |
RU2196224C2 true RU2196224C2 (ru) | 2003-01-10 |
Family
ID=20225285
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU99120474A RU2196224C2 (ru) | 1999-09-30 | 1999-09-30 | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2196224C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2779863C1 (ru) * | 2019-11-20 | 2022-09-14 | Петрочайна Компани Лимитед | Улучшающая проницаемость композиция заводнения для плотных нефтяных пластов и ее получение и применение |
US11802233B2 (en) | 2019-11-20 | 2023-10-31 | Petrochina Company Limited | Permeability-enhancing flooding system for tight oil reservoirs, and preparation and use thereof |
-
1999
- 1999-09-30 RU RU99120474A patent/RU2196224C2/ru active
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2779863C1 (ru) * | 2019-11-20 | 2022-09-14 | Петрочайна Компани Лимитед | Улучшающая проницаемость композиция заводнения для плотных нефтяных пластов и ее получение и применение |
US11802233B2 (en) | 2019-11-20 | 2023-10-31 | Petrochina Company Limited | Permeability-enhancing flooding system for tight oil reservoirs, and preparation and use thereof |
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 |
---|---|---|
US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
US3756319A (en) | Method for stimulating the production of oil from a producing well | |
CA1179115A (en) | Method for recovering oil from subterranean deposits by emulsion flooding | |
US5110487A (en) | Enhanced oil recovery method using surfactant compositions for improved oil mobility | |
US4036300A (en) | Micellar flooding process | |
US3637015A (en) | Method for improving the injectivity of brine into water injection wells | |
US3557873A (en) | Method for improving the injectivity of water injection wells | |
RU2196224C2 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
RU2153576C1 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
US3512586A (en) | Miscible flooding process using a soluble oil containing an optimum amount of water | |
US3572416A (en) | Stimulation of producing wells | |
RU2110675C1 (ru) | Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов | |
RU2381250C1 (ru) | Состав, способ приготовления и применения инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов | |
US3637016A (en) | Method for improving the injectivity of water injection wells | |
RU2065033C1 (ru) | Состав для извлечения нефти | |
RU2333928C1 (ru) | Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
RU2065946C1 (ru) | Композиция для повышения нефтеотдачи пласта | |
WO2015138429A1 (en) | Oil recovery formulation, process for producing an oil recovery formulation, and process for producing oil utilizing an oil recovery formulation | |
RU2502864C2 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
RU2728753C1 (ru) | Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа | |
RU2168617C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
US3545546A (en) | Fluid design for well stimulation applications | |
RU2109132C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
RU2143553C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи | |
RU2188935C1 (ru) | Состав для интенсификации добычи нефти |