RU2379326C1

RU2379326C1 - Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов

Info

Publication number: RU2379326C1
Application number: RU2008132919/03A
Authority: RU
Inventors: Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Марат Инкилапович Амерханов (RU); Марат Инкилапович Амерханов; Шаура Газимьяновна Рахимова (RU); Шаура Газимьяновна Рахимова; Антон Николаевич Береговой (RU); Антон Николаевич Береговой; Ольга Михайловна Андриянова (RU); Ольга Михайловна Андриянова; Раис Салихович Хисамов (RU); Раис Салихович Хисамов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2008-08-08
Filing date: 2008-08-08
Publication date: 2010-01-20

Abstract

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений на любой стадии. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств и устойчивости гидрофобной эмульсии, увеличение охвата пласта воздействием с одновременным снижением материальных и энергетических затрат. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов содержит, мас.%: жидкий углеводород 46,0-63,3, эмульгатор Атрен - углеводородный раствор сложных алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и добавок неионогенных поверхностно-активных веществ 2,5-5, минерализованную воду - остальное. 4 табл.

Description

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений на любой стадии.

Неоднородность продуктивного пласта приводит к неравномерному продвижению вытесняющего агента и образованию промытых зон с низким фильтрационным сопротивлением, что способствует обводнению добывающих скважин, при этом, как правило, менее проницаемые (низкопроницаемые) пропластки разрабатываются более медленными темпами или вовсе не вовлекаются в разработку.

Одним из способов повышения охвата нефтенасыщенных пластов заводнением является блокирование промытых водой высокопроницаемых зон коллектора гидрофобными эмульсиями. Благодаря регулируемой вязкости гидрофобная эмульсия проникает в высокопроницаемые, промытые зоны, перераспределяя закачиваемую с целью поддержания пластового давления воду в зоны с меньшей проницаемостью, обеспечивая более полное извлечение нефти из неохваченных воздействием пропластков.

Эмульсией называется система двух взаимонерастворимых жидкостей, в которых одна содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул), исчисляемых триллионами на литр эмульсии. При этом жидкость, являющаяся непрерывной, т.е. в которой диспергирована другая жидкость, называется дисперсионной (внешней) средой, а диспергированная жидкость - дисперсной (внутренней) фазой.

Если внешней фазой эмульсий является углеводород, то такая эмульсия называется гидрофобной. Внутренней фазой таких эмульсий является вода - водная фаза. Синонимами гидрофобной эмульсии являются термины: инвертная, обратная эмульсии.

Известен состав на основе инвертной эмульсии для обработки нефтяных пластов (Патент РФ №2153576, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.07.2000), содержащий жидкий углеводород - 10,0-25,0 мас.%, маслорастворимое поверхностно-активное вещество - эмульгатор СИНОЛ-ЭМ - 0,3-5,0 мас.%, хлористый кальций - 0,2-4,0 мас.% и воду. Недостатком данного состава является то, что для его приготовления используется вода с общей минерализацией 12 г/л.

Наиболее близким аналогом к предложенному техническому решению является инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая 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 - остальное (патент РФ №2110675, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.98. Бюл. №13). Данный состав имеет достаточно высокую нефтевытесняющую способность, но приготовленная на поверхности инвертная эмульсия имеет повышенное значение вязкости, что осложняет процесс закачки ее в пласт и тем самым не позволяет продвинуть состав вглубь пласта и увеличить охват пласта воздействием. Еще одним недостатком является ее малая стойкость к разбавлению водой.

Задачей изобретения является повышение нефтевытесняющих свойств гидрофобной эмульсии за счет увеличения охвата пласта воздействием путем повышения устойчивости гидрофобной эмульсии, а также снижение материальных и энергетических затрат за счет уменьшения компонентов гидрофобной эмульсии и снижения исходной вязкости.

Поставленная задача решается гидрофобной эмульсией для обработки нефтяных пластов, содержащей жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество и воду. Новым является то что, в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества она содержит эмульгатор Атрен - углеводородный раствор сложных алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и добавок неионогенных поверхностно-активных веществ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкий углеводород	46,0-63,3
Атрен	2,5-5
Минерализованная вода	остальное.

В качестве жидкого углеводорода в гидрофобной эмульсии могут применяться дистиллят или маловязкие нефти.

В качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества применяется эмульгатор под торговой маркой Атрен - углеводородный раствор сложных алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты, а также добавок неионогенных поверхностно-активных веществ, изготовленный в соответствии с ТУ 2413-009-70896713-2005. Атрен представляет собой однородную маслянистую вязкую жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с плотностью 0,870-1,050 г/см³.

Для приготовления данной гидрофобной эмульсии используется минерализованная вода (сточная или пластовая).

Минерализация - сумма всех растворимых в воде веществ - ионов, биологически активных элементов (исключая газы), выражается в граммах на 1 л воды. По показателю общей минерализации (М) различают пресные (до 1 г/л), слабоминерализованные (1-2 г/л), малой (2-5 г/л), средней (5-15 г/л), высокой (15-30 г/л) минерализации, рассольные минеральные воды (35-150 г/л) и крепкорассольные (150 г/л и выше). По этой классификации, применяемые в нефтедобыче, сточные воды с минерализацией 100 г/л относятся к рассольным минеральным водам, а пластовые с минерализацией около 290 г/л - к крепкорассольным. Чем выше минерализация воды, тем выше ее плотность. Плотность пресной воды равна 1000 кг/м³, плотность сточной воды - 1070 кг/м³, плотность пластовой воды с минерализацией 290 г/л равна 1180 кг/м³.

В прототипе для приготовления инвертной эмульсии используется водорастворимый реагент - хлористый кальций, который придает устойчивость полученным эмульсиям за счет увеличения плотности воды.

В предлагаемой эмульсии, за счет использования для ее приготовления минерализованной воды, получаются термодинамически устойчивые системы, поэтому нет необходимости в дополнительном введении в состав эмульсии хлористого кальция. Это ведет к снижению числа компонентов эмульсии, а следовательно, и к снижению материальных затрат, что значительно облегчает процесс приготовления гидрофобной эмульсии в промысловых условиях. Использование минерализованной воды для приготовления эмульсии также способствует сохранению запасов пресной воды.

Гидрофобная эмульсия готовится в лабораторных условиях следующим образом. В качестве жидкого углеводорода использовали девонскую нефть Ромашкинского месторождения с плотностью d=872 кг/м³. В 95 мл (62 мас.%) девонской нефти вводится эмульгатор Атрен, концентрация которого в смеси составляет 5%, затем все перемешивается вручную. К полученному раствору эмульгатора в нефти добавляется минерализованная пластовая вода (d=1160 кг/м³) в количестве 50 мл. Соотношение в полученной смеси углеводородной (нефтяной) и водной фаз составляет 2:1. Для лучшего эмульгирования полученной смеси перемешивание осуществляют на электромешалке лопастного типа марки RW-20 (Kika Works, USA) в течение 5 минут со скоростью 500 об/мин. Полученная эмульсия характеризуется вязкостью 457 мПа·с при скорости сдвига 5,4 с^-1 и плотностью d=972 кг/м³.

Аналогично готовятся эмульсии, где соотношение углеводородной и водной фаз равно 1:1. В 97 мл (63,3 мас.%) девонской нефти вводится эмульгатор Атрен, концентрация которого в смеси составляет 3,3 мас.%, затем все перемешивается вручную. К полученному раствору эмульгатора в нефти добавляется минерализованная вода (с плотностью d=1160 кг/м³) в количестве 100 мл. Также осуществляют перемешивание смеси на электромешалке в течение 5 минут со скоростью 500 об/мин. Соотношение углеводородной (нефтяной) и водной фаз, в полученной смеси, составляет 1:1. Полученная эмульсия характеризуется вязкостью 1660 мПа·с при скорости сдвига 5,4 с^-1 и плотностью d=978 кг/м³.

В промысловых условиях для осуществления технологии на основе гидрофобной эмульсии требуются два насосных агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны (АЦ) с товарной формой девонской нефти и АЦ с эмульгатором Атрен в количестве, необходимом для реализации технологии, емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ). Приготовление эмульсии осуществляется следующим образом: насосным агрегатом из АЦ с товарной нефтью и АЦ с эмульгатором Атрен в емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ) подается расчетный объем реагентов и вода с водовода. В течение 20-30 мин все перемешивается на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме: емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ) - насосный агрегат - емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ). Полученную эмульсию из емкости для приготовления рабочего раствора вторым насосным агрегатом закачивают в скважину.

Сущность изобретения.

Механизм действия гидрофобной эмульсии основан на создании в пласте эмульсии, обладающей высокой гидрофобной способностью, устойчивой к размыванию, повышающей фильтрационное сопротивление обводненных интервалов пласта, что ведет к выравниванию профиля приемистости, увеличению охвата продуктивных пластов заводнением и, как следствие, нефтеотдачи в целом. Кроме того, внешней фазой таких эмульсий является жидкий углеводород, который легко солюбилизирует остаточную нефть, создавая на фронте вытеснения зону с повышенным содержанием нефти, и способствует перемещению этой нефти к добывающим скважинам.

В случае гидрофобной эмульсии капельки воды распределяются в углеводородной фазе. Капли воды отделены друг от друга благодаря действию ионизированных молекул эмульгатора. При разбавлении гидрофобной эмульсии водой, присутствующей в водонасыщенной зоне пласта, происходит резкое увеличение ее вязкости, и эмульсия теряет свою текучесть и тем самым блокирует промытые зоны пласта. Закачиваемая следом вода вынуждена фильтроваться в ранее неохваченные нефтенасыщенные зоны пласта. При этом происходит увеличение охвата пласта воздействием и, следовательно, повышается эффективность нефтевытеснения.

Имеется верхний предел содержания воды в эмульсии, который в основном определяется соотношением углеводородной и водной фаз. При достижении верхнего предела объем жидкого углеводорода не в состоянии вместить большее число диспергированных капель воды без их деформации. Капли "упаковываются" настолько плотно, что они частично прилипают друг к другу и вода выделяется в отдельную фазу, при этом эмульсия разрушается.

С целью проверки устойчивости полученных эмульсий к разбавлению были проведены следующие опыты. Изучались свойства гидрофобной эмульсии с соотношением углеводородной и водной фазы 1:1 и 2:1 при последовательном разбавлении ее водой. Для разбавления эмульсии использовалась минерализованная (пластовая) вода с плотностью d=1160 кг/м³. Исходная гидрофобная эмульсия разбавлялась в 0,5, в 2, в 3, в 5 и в 11 раз. Динамическая вязкость полученных эмульсий замерялась на реовискозиметре Rheomat RM-180 (фирма Mettler Toledo, Швецария). Результаты измерений приведены в таблице 1.

Из табл. 1 хорошо видно, что исходная вязкость эмульсии по прототипу, равная 2060 мПа·с при одинаковой скорости сдвига, например 5,4 с^-1 в 1,2-4,5 раза выше вязкости предлагаемой гидрофобной эмульсии (457 мПа·с при соотношении нефти и воды 2:1 и 1660 мПа·с при соотношении 1:1). Следовательно, предлагаемая гидрофобная эмульсия, имеющая меньшую вязкость, обладает большей подвижностью, т.к. подвижность обратно пропорциональна вязкости. При этом облегчается процесс закачки предлагаемой гидрофобной эмульсии и увеличивается фильтрующаяся способность эмульсии в пласт. Вследствие этого предлагаемая гидрофобная эмульсия способна проникнуть на большую глубину в пласте, прежде чем при разбавлении с пластовой водой она наберет вязкость, при которой фильтрация эмульсии прекратится. Увеличение глубины и ширины проникновения гидрофобной эмульсии способствует увеличению охвата пласта воздействием.

Также полученные результаты показывают, что эмульсия по прототипу выдерживает только трехкратное разбавление водой, в то время как предлагаемая эмульсия выдерживает пятикратное разбавление, что свидетельствует о большей устойчивости предлагаемой гидрофобной эмульсии.

В табл. 2 приведены динамические вязкости гидрофобных эмульсий, в которых в качестве жидкого углеводорода использовалась девонская нефть с плотностью 871,6 кг/м³ и вязкостью 14,66 мПа·с при 25°С и дистиллят с плотностью 697,9 кг/м³ и вязкостью 0,42 мПа·с при 25°С. Для приготовления гидрофобных эмульсий использовалась минерализованная сточная вода с плотностью 1071 кг/м³. Вязкости эмульсий замерялись при разных соотношениях углеводородной и водной фаз при содержании эмульгатора Атрен 5 мас.%. Как видно из табл. 2, чем выше вязкость и плотность жидкого углеводорода, тем более вязкие эмульсии образуются при смешении их с водой.

Фильтрационные и нефтевытесняющие свойства предлагаемой гидрофобной эмульсии, при содержании эмульгатора Атрен от 1,7 мас.% до 6,7 мас.%, и эмульсии по прототипу определялись на лабораторной компьютеризованной насосной установке (Core Laboratories, США) с использованием девонских кернов. Полученные результаты представлены в табл. 3.

Таблица 3
Результаты фильтрационных исследований предлагаемой эмульсии и прототипа на девонских кернах
Исследуемые эмульсионные составы	n	K, мд	m, %	Kвыт., %	ФС	ОФС
Атрен - 1,7%, нефть - 65,0%, вода - 33,3%	3	269	18,4	50,3	4,15	2,07
Атрен - 2,5%, нефть - 47,5%, вода - 50,0%	3	315	18,3	75,8	12,9	10,1
Атрен 3,3%, нефть - 63,3%, вода - 33,4%	3	360	20,8	77,9	13,5	10,6
Атрен - 5,0%, нефть - 61,7%, вода - 33,3%	3	326	18,5	77,7	15,3	15,9
Атрен 6,7%, нефть - 60,0% вода - 33,3%	3	321	18,9	82,8	13,5	17,1
Прототип «Нефтенол НЗ» - 4,0%, дистиллят - 20,0%, СаСl₂ - 4,0%, вода - 72,0.%	5	387	17,5	78,0	12,4	4,85

Основными параметрами, характеризующими эффективность состава, работающего на увеличение охвата пласта воздействием, являются фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). Об увеличении коэффициента охвата судят по величине ОФС, чем выше ОФС, тем больше коэффициент охвата пласта воздействием.

Гидрофобная эмульсия, содержащая 1,7 мас.% эмульгатора, малоэффективна. При содержании эмульгатора 6,7 мас.% не происходит кратного увеличения фактора сопротивления и остаточного фактора сопротивления. При этом происходит непроизводительный расход эмульгатора, поэтому нецелесообразно повышать содержание эмульгатора в углеводородной фазе до 6,7 мас.%. На основе полученных результатов можно сделать вывод, что наиболее эффективно вытесняют нефть эмульсии, содержащие 2,5-5 мас.% эмульгатора Атрен.

Результаты показывают, что предлагаемая гидрофобная эмульсия, содержащая 2,5-5 мас.% эмульгатора Атрен, превосходит известный состав в 1,1-1,2 раза по величине фактора сопротивления и в 2,2-3,3 раза по величине остаточного фактора сопротивления. Однако надо заметить, что при этом гидрофобные эмульсии на основе Атрена и эмульсия по прототипу имеют близкие значения коэффициентов вытеснения (Квыт.) нефти (около 78%). Но, как известно, наиболее эффективным является состав, который работает на увеличение как коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. Предлагаемая гидрофобная эмульсия, содержащая 3,3-5 мас.% эмульгатора Атрен более полно удовлетворяет этим критериям и, следовательно, обладает более высокими нефтевытесняющими свойствами.

Кроме этого были проведены фильтрационные опыты на насыпных моделях пласта с двумя разнопроницаемыми трубками, где в качестве вытесняющего нефть агента использовалась гидрофобная эмульсия. Результаты опытов представлены в табл. 4.

Увеличение парциального дебита менее проницаемой трубки является основным критерием эффективности нефтевытеснения путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. Парциальный дебит менее проницаемой трубки после закачки предлагаемой эмульсии, содержащей 3,3 мас.% эмульгатора Атрен, увеличился в 2,5 раза. Это свидетельствует о том, что произошло перераспределение фильтрационных потоков, высокопроницаемая часть пласта закупорилась закачиваемой гидрофобной эмульсией и увеличился приток нефти из низкопроницаемой части. После закачки эмульсии по прототипу парциальный дебит увеличился в 1,23 раза. Следовательно, предлагаемая гидрофобная эмульсия более эффективно выравнивает неоднородность пласта и тем самым увеличивает коэффициент охвата пласта воздействием. Эмульсия, содержащая 1,3 мас.% эмульгатора Атрен, малоэффективна.

Таблица 4
Результаты фильтрационных исследований на двухслойных моделях пласта
Параметры	Ед. измерения	Нефтенол НЗ 4%, прототип	Атрен 3,3 мас.%	Атрен 1,3 мас.%
Количество опытов	шт.	3	5	5
Температура	°С	30	30	30
Нефтепроницаемость
более проницаемой трубки,	мкм²	12,8	4,36	4,08
менее проницаемой трубки	мкм²	4,3	1,79	1,96
Отношение нефтепроницаемостей	б/р	2,97	2,44	2,08
Вытеснение водой
Объем жидкости на выходе	∑Vпop	9,28	9,36	10,31
Конечная обводненность на выходе	%	98,3	98,5	98,5
Коэффициент вытеснения нефти	%	65,6	62,6	63,6
Парциальный дебит:
более проницаемой трубки,	д.ед.	0,620	0,700	0,735
менее проницаемой трубки	д.ед.	0,380	0,300	0,265
Довытеснение эмульсионным составом
Объем профильтрованной жидкости	∑Vпop	8,7	6,91	8,57
Конечный коэффициент вытеснения нефти	%	72,8	74,9	70,4
Парциальный дебит:
более проницаемой трубки,	д.ед.	0,532	0,249	0,716
менее проницаемой трубки	д.ед.	0,468	0,751	0,284
Прирост коэффициента вытеснения	%	7,2	12,3	6,8
Кратность увеличения парциального дебита менее проницаемой трубки	б/р	1,23	2,50	1,07
Прирост парциального дебита менее проницаемой трубки	д.ед.	0,088	0,451	0,019

Предлагаемая гидрофобная эмульсия обладает высокими нефтевытесняющими свойствами за счет увеличения охвата пласта воздействием путем повышения устойчивости гидрофобной эмульсии, а также снижаются при этом материальные и энергетические затраты за счет уменьшения компонентов эмульсии и снижения исходной вязкости.

Claims

Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество и воду, отличающаяся тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества она содержит эмульгатор Атрен - углеводородный раствор сложных алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и добавок неионогенных поверхностно-активных веществ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Жидкий углеводород 46,0-63,3 Атрен 2,5-5 Минерализованная вода Остальное