1595066 - Состав для обработки обводненного нефтяного пласта

Состав для обработки обводненного нефтяного пласта

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, например к извлечению нефти из обводненных пластов путем закачки состава, а также к обработке призабойной зоны составом. Целью изобретения является улучшение нефтевытесняющих свойств состава за счет повышения его стабильности. Состав для обработки обводненного нефтяного пласта на основе смеси масло- и водорорастворимых неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) типа оксиэтилированных алкилфенолов в качестве маслорастворимого НПАВ содержит оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 5-7 при следующем соотношении компонентов, об.%: Маслорастворимое НПАВ (оксиэтили- рованный алкилфенол со степенью окси- этилирования 5-7) 4-9 Водорастворимое НПАВ 0,5-3 Вода Остальное В условиях обводненности добываемой продукции свыше 80% состав дополнительно содержит жидкий углеводород при следующем соотношении компонентов, об.%: Маслорастворимое НПАВ (оксиэтилирован- ный алкилфенол со сте- пенью оксиэтилирова- ния 5-7) 4-9 Водорастворимое НПАВ 0,5-3 Жидкий углеводород 1-10 Вода Остальное Используемые в составе НПАВ с числом оксиэтильных групп 5-7, в отличие от НПАВ с числом оксиэтильных групп меньше 5, обладают промежуточной растворимостью между углеводородной и водной фазами, т.е. являются более сбалансированными с точки зрения гидрофильно-липофильного баланса по отношению к этим фазам, а поэтому в сочетании с водорастворимыми НПАВ и водой образуют устойчивые дисперсии, которые при поглощении определенного количества углеводорода могут превращаться в эмульсии обратного типа. Как показали лабораторные испытания, при использовании маслорастворимых НПАВ с числом оксиэтильных групп 5-7 повышается эффективность доотмыва остаточной нефти по сравнению с использованием состава по прототипу. Для приготовления испытуемых составов использованы следующие материалы: в качестве маслорастворимых НПАВ - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 5-7 (для данного состава) и со степенью оксиэтилирования 4 (для известного состава); в качестве водорастворимых НПАВ - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 10-12; в качестве жидких углеводородов - нефть и продукты ее переработки (дизельное топливо и керосин); в качестве воды - сточная вода с минерализацией 20-130 г/л. Оптимальное соотношение компонентов для приготовления состава определено опытным путем. Основной критерий - требование, чтобы системы, образующиеся при смещении состава с жидким углеводородом, были устойчивыми в течение 6-8 и представляли собой эмульсии промежуточного или обратного типа (величина электропроводности 1/R 10^-4-10^-6 Ом^-1см^-1). Другой критерий - образование подвижных эмульсий. Полученные результаты приведены в табл.1. Как видно из табл. 1, приемлемыми являются составы, включающие маслорастворимое НПАВ (4-9 об.%) и водорастворимое НПАВ (0,5-3 об.%) при соотношении маслорастворимого и водорастворимого ПАВ от 8:1 до 3:1. Увеличение доли маслорастворимого ПАВ выше 8:1 ведет к образованию пастообразных систем при добавке углеводорода. Уменьшение же доли маслорастворимого ПАВ ниже 3:1 (cоответственно увеличение доли водорастворимого) дает эмульсии прямого типа, не пригодные для целей нефтевытеснения. Как показали лабораторные испытания, изменение числа оксиэтильных групп для маслорастворимых ПАВ от 5 до 7 и для водорастворимых от 10 до 12, варьирование минерализации воды в диапазоне 70-130 г/л, а также замена дизельного топлива на керосин практически не сказываются на свойствах получаемых эмульсий. Для дальнейшего изучения нефтевытесняющих свойств состава использованы в качестве маслорастворимого ПАВ АФ-6, в качестве водорастворимого АФ-12, взятые в диапазоне соотношений 8:1-3:1, в качестве воды - вода минерализации 100 г/л, а в качестве углеводорода - дизельное топливо. Температура опытов 30^оС. Опыты по нефтевытеснению проведены на моделях пласта, составленных из образцов керна диаметром 3 см, длиной 3,5-4 см, проницаемостью 300-900 мл. Каждая модель собрана из двух образцов керна, так что она имеет один общий вход и один выход. Последовательность проведения опытов по вытеснению следующая. Сначала для моделирования первичного вытеснения через нефтенасыщенный керн пропускают 5-50 см³ воды, что составляет 1-10 поровых объемов керна. После создания в керне остаточной нефтенасыщенности через керн прокачивают состав (известный и данный), после чего - вновь воду (30 см³). Коэффициент вытеснения находят путем экстракции керна и определения содержания нефти в экстракте при помощи фотоэлектроколориметра ФЭК-56. Результаты проведенных испытаний известного и данного составов представлены в табл. 2. Как видно из результатов табл. 2, нефтевытесняющие свойства данного состава сопоставимы с известным только для соотношения 3:1 и превосходят таковые при других соотношениях. Однако следует заметить, что в реальных условиях пласта нефтевытесняющие свойства известного состава будут хуже, чем полученные на моделях, вследствие указанных причин (расслоение состава, потери реагента и другие). С увеличением обводненности добываемой продукции до 99-100% эффективность предлагаемого состава падает, что отражено в табл. 3. Как видно из данных табл. 3, с увеличением обводненности с 79 до 98% прирост коэффициента нефтевытеснения уменьшается с 22,3 до 14,3%. В лабораторных условиях проведены опыты, цель которых - улучшение нефтевытесняющих свойств состава в условиях высокой обводненности добываемой нефти. Для этого к составу перед введением его в модель пласта добавляют дизельное топливо (ДТ) в различных количествах. Полученные результаты представлены в табл. 4. При обсчетах учтен введенный объем углеводорода. Допустимость применения керосина в предлагаемом составе доказана результатами проведенных экспериментов (см. табл. 5). Как видно из данных табл. 5, замена одного вида жидкого углеводорода (дизельного топлива) на другой (керосин) не меняет эффективности нефтевытеснения. В смесительную емкость загружают расчетные объемы АФ 5-7, АФ 10-12 и жидкого углеводорода, тщательно их перемешивают. К смеси при перемешивании добавляют расчетный объем воды. Исходные концентрации ПАВ в составе выбирают в зависимости от обводненности добываемой продукции: чем она выше, тем выше должна быть концентрация ПАВ. Однако расход ПАВ при этом не увеличивается. Это достигается регулированием объема оторочек состава: чем выше концентрация ПАВ в составе, тем меньше объем оторочки. Диапазон соотношений масло- и водорастворимых ПАВ выбирают исходя из проницаемости пласта и его нефтенасыщенности: чем выше проницаемость и ниже нефтенасыщенность, тем выше доля маслорастворимого ПАВ в смеси, и наоборот. За меру нефтенасыщенности пласта условно принимают величину обводненности добываемой продукции: при низкой нефтенасыщенности обводненность, как правило, высокая. Для определения нефтенасыщенности пласта необходимы дорогостоящие, длительные анализы кернового материала, не гарантирующие к тому же достоверности информации. Обводненность же добываемой продукции определяется очень легко и в обязательном порядке фиксируется при добыче нефти. П р и м е р. Закачку состава производят на двух опытных участках со следующими параметрами. Участок 1: объем пор 1000 м³; проницаемость 900 мд; обводненность добываемой продукции 85%. Участок 2: объем пор 1000 м³; проницаемость 300 мд; обводненность добываемой продукции 60%. Исходя из высокой проницаемости участка 1 следует выбрать соотношение концентраций ПАВ с максимальным содержанием маслорастворимого, например 8:1. Это соотношение можно реализовать при любых концентрациях ПАВ в рекомендуемом диапазоне. Так, можно ввести в состав 4% маслорастворимого ПАВ, тогда, чтобы выдерживалось соотношение 8:1, концентрация водорастворимого ПАВ должна быть равной 0,5%. Но поскольку продукция участка 1 характеризуется высокой обводненностью, то следует брать более высокую концентрацию маслорастворимого ПАВ, например 9%. Тогда концентрация водорастворимого ПАВ составит 1,13%. Общая концентрация ПАВ в составе раствора 10,13%. С учетом того, что обводненность добываемой продукции превышает 80%, к составу следует добавить также 1-2% жидкого углеводорода. Участок 2 характеризуется низкой проницаемостью и гораздо более низкой обводненностью добываемой продукции. Следовательно, нужно увеличить в составе долю водорастворимого ПАВ, например, до 3:1, общую же концентрацию ПАВ следует выбирать более низкой. Например, если концентрацию маслорастворимого ПАВ принять равной 4%, то концентрация водорастворимого ПАВ составит 1,3%. Общая концентрация ПАВ в составе будет равна 5,3%.

Формула изобретения

1. СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, включающий оксиэтилированный алкилфенол, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и воду, отличающийся тем, что, с целью улучшения нефтевытесняющих свойств состава за счет повышения стабильности состава, он содержит оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 5 - 7 при следующем соотношении компонентов, об%: Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 5 - 7 - 4 - 9 Водорастворимое НПАВ - 0,5 - 3 Вода - Остальное при этом соотношение оксиэтилированного алкилфенола со степенью оксиэтилирования 5 - 7 и водорастворимого НПАВ изменяется от 8 : 1 до 3 : 1. 2. Состав по п.1, отличающийся тем, что, с целью улучшения нефтевытесняющих свойств состава в условиях обводненности добываемой продукции свыше 80%, состав дополнительно содержит жидкий углеводород при следующем соотношении компонентов, об.%: Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 5 - 7 - 4 - 9 Водорастворимое НПАВ - 0,5 - 3 Жидкий углеводород - 1 - 10 Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 14-2002

Извещение опубликовано: 20.05.2002

Состав для обработки обводненного нефтяного пласта

Патент 1595066