Состав для извлечения нефти

 

Cостав для извлечения нефти содержит в мас. %: жидкий углеводород 10,0-20,0, маслорастворимое поверхностно-активное вещество - нефтенол Н3 - углеводородный раствор эфиров кислот таллового масли и триэтаноламина - 0,3-3,0, водорастворимое поверхностно-активное вещество ГКЖ-10 или ГКЖ-11 - водно-спиртовой раствор алкилсиликоната 0,1-1,0 натрия, вода - остальное. Состав обладает высокими нефтевытесняющими свойстами. 1 табл.

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 поверхностно-активных веществ и воду [1-3] Обладая хорошими нефтевытесняющими свойствами, данные композиции характеризуются высоким содержанием ПАВ. Например, суммарное содержание ПАВ в составе для вытеснения нефти из пласта, предложенного в [3] составляет от 8 до 18 мас.

Целью изобретения является снижение расхода химреагентов, применяемых для приготовления состава, при одновременном сохранении его нефтевытесняющих свойств.

Состав содержит жидкий углеводород, маслорастворимые ПАВ нефтенол НЗ, водорастворимое ПАВ ГКЖ-10 (ГКЖ-11) и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Жидкий углеводород 10,0-20,0 Нефтенол НЗ 0,3-3,0 ГКЖ-10 (ГКЖ-11) 0,1-1,0 Вода Остальное В качестве жидкого углеводорода применяется гексановая фракция смесь предельных углеводородов С₆-С₈ и выше. Гексановая фракция представляет собой прозрачную жидкость. Плотность при 20^oС 0,69-0,73 г/см³; вязкость при 20^oС 0,57 С ст; фракционный состав: температура накала кипения 32^oC, температура конца кипения - 110^oC. 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 ПАВ 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 20^o 0,90-0,93 г/см³; температура застывания минус 40^o (ТУ 2483-007-17197708-93).

В качестве водорастворимого ПАВ применяют ГКЖ-10 или ГКЖ-11 - водно-спиртовые растворы алкилсиликоната натрия. ГКЖ-10 (ГКЖ-11) представляют собой жидкости от бесцветного до светло-коричневого цвета. Плотность при 20^o 1,17-1,21 г/см³; гидрофобизирующая способность 8 ч; содержание этилового спирта 12-18% Жидкости ГКЖ-10 (ГКЖ-11) предназначены для придания гидрофобных свойств строительным материалам и производятся по ТУ 6-02-696-76.

Состав готовится следующим образом. В расчетное количество раствора маслорастворимого ПАВ Нефтенол НЗ в гексановой фракции при механическом перемешивании вводят расчетное количество раствора ГКЖ-10 (ГКЖ-11) в воде. Перемешивание прекращают через 10 мин после полного введения водной фазы в углеводородную. В результате получают высокодисперсную устойчивую эмульсию типа "вода в масле".

Пример 1. В 14 мл 3%-го раствора ПАВ Нефтенол НЗ в гексановой фракции при механическом перемешивании небольшими порциями вводят 86 мл 0,1%-го водного раствора ГКЖ-10. Перемешивание прекращают через 10 минут после полного введения водной фазы. В результате получают эмульсию следующего состава, мас.

Гексановая фракция 10,0 Нефтенол НЗ 0,3 ГКЖ-10 0,1 Вода 89,6 Полученная эмульсия характеризуется плотностью 961 кг/м³ и динамической вязкостью 14,0 мПас при 20^oС.

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 мПас при 20^o. 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 3,6 мкм² и начальной нефтенасыщенностью 64,0% закачивают три поровых объема воды. Остаточная нефтенасыщенность после заводнения составляет 26,9% коэффициент вытеснения нефти водой 0,58. Через модель фильтруют один поровый объем оторочки эмульсии следующего состава, мас. гексановая фракция 10,0; ПАВ Нефтенол НЗ 1,0; ГКЖ-10 0,3; вода 88,7. Оторочку эмульсии продвигают тремя поровыми объемами воды. Остаточная нефтенасыщенность модели после закачки оторочки эмульсии и продвижения ее водой составляет 16,0% общий коэффициент вытеснения нефти 0,75, прирост коэффициента вытеснения 0,18.

Аналогичным образом исследуют оторочки эмульсий другого состава. Состав эмульсий и их нетевытесняющая способность представлены в таблице.

По сравнению с прототипом прирост коэффициента вытеснения нефти предлагаемым составом не снижается (0,16-0,35 против 0,15-0,30), а расход химреагентов существенно уменьшается (0,4-4,0 мас. против 8,0-18,0 мас.).

При содержании в составе менее 0,3 мас. ПАВ Нефтенол НЗ и менее 0,1 мас. ГКЖ-10, ГКЖ-11 (примеры 15, 17) образуются нестабильные эмульсии, поэтому эти значения могут быть приняты за минимальное содержание в составе данных химреагентов. Увеличение концентрации маслорастворимого ПАВ выше 3,0 мас. и концентрации водорастворимого ПАВ выше 1,0 мас. (примеры 16, 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, 14) характеризуются плохими нефтевытесняющими свойствами (прирост коэффициента вытеснения 0,05-0,08). Увеличение содержания углеводорода выше 20,0 мас. (примеры 19, 20) не приводит к улучшению нефтевытесняющих свойств состава. На основании этого оптимальное содержание жидкого углеводорода в композиции составляет 10,0-20,0 мас.

Состав 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 состава в пласт нагнетают воду или водный раствор полимера.

Обработка данным составам 6 нагнетательных скважин Пограничного нефтяного месторождения Ноябрьского региона позволило получить дополнительно 95 тыс. т. нефти, т.е. на 1 т закаченных химреагентов (в т.ч. и углеводородной фракции) получено 720 т нефти (Акт испытаний).

Формула изобретения

Состав для извлечения нефти, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество, водорастворимое поверхностно-активное вещество, жидкий углеводород и воду, отличающийся тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества состав содержит нефтенол НЗ углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, а в качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества ГКЖ-10 или ГКЖ-11 - водно-спиртовой раствор алкилсиликоната натрия при следующем соотношении компонентов, мас.

Жидкий углеводород 10,0 20,0
Маслорастворимое поверхностно-активное вещество нефтенол НЗ - углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина 0,3 3,0
Водорастворимое поверхностно-активное вещество ГКЖ-10 или ГКЖ-11 - водно-спиртовой раствор алкилсиликоната натрия 0,1 1,0
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1