Інвертна мікроемульсія для підвищення видобутку вуглеводневої сировини

Реферат: Винахід стосується видобутку вуглеводневої сировини з пластів і може бути використаний при розробці нафтових, газових і газоконденсатних родовищ. Інвертна мікроемульсія для оброблення нафтових, газових і газоконденсатних пластів містить рідку органічну фазу, маслорозчинну поверхнево-активну речовину (ПАР), хлорид кальцію і воду. Як ПАР вона містить олеодин-біс продукт конденсації ріпакової олії з N,N'-біс(2гідроксіетил)етилендіаміном. Додатково містить ізопропанол як співПАР, за наступного співвідношення компонентів, мас. %: вода - 5,0-28,0, хлорид кальцію - 1,5-16,0, олеодин-біс 0,2-5,0, ізопропанол - 0,5-5,5, органічна фаза - решта. Винахід забезпечує збільшення коефіцієнта вилучення вуглеводневої сировини, підвищення термічної стабільності і стійкості проти розшаровування мікроемульсій в умовах підвищеної мінералізації водної фази при забезпеченні високого ступеня їх біорозкладання. UA 112014 C2 (12) UA 112014 C2 UA 112014 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Винахід належить до видобутку вуглеводневої сировини з пластів і може бути використаний при розробці нафтових, газових і газоконденсатних родовищ на будь-якій стадії розробки для інтенсифікації роботи видобувних свердловин і збільшення коефіцієнта віддачі вуглеводневмісних пластів. Фізико-хімічні методи впливу на нафтовий пласт, а саме закачування поверхнево-активних речовин (ПАР) у вигляді міцелярних, емульсійних чи мікроемульсійних розчинів є одним з найбільш ефективних методів підвищення коефіцієнтів вилучення та інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини. Добре відомі інвертні емульсійні склади для витіснення нафти з пластів, які містять, наприклад, оливорозчинну неіоногенну поверхнево-активну речовину (ПАР) неонол АФ9-4-2,06,0 %, водорозчинну ПАР аніонного типу - 6,0-12,0 %, рідкий вуглеводень - 10,8-30,0 % та воду решта до 100 % [1]. Хоча цей склад є простим і ефективним в низькомінералізованих середовищах, він витратний і малоефективний при високих концентраціях електролітів. Термін стабільності таких емульсій при 80 °C не перевищує 12 годин. Відома інвертна емульсія для обробки нафтових пластів, що містить як оливорозчинну поверхнево-активну речовину вуглеводневий розчин естерів кислот талової олії і триетаноламіну - Нефтенол НЗ, а як водорозчинний хімреагент - хлорид кальцію, при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: рідкий вуглеводень - 10,0-20,0; нефтенол НЗ 0,3-5,0; хлорид кальцію - 0,3-1,5; вода - решта [2]. Нефтенол НЗ являє собою маслянисту рідину 3 від світло-коричневого до коричневого кольору, густиною при 20 °C 900-930 кг/м і температурою застигання мінус 40 °C (ТУ 2483-007-17197708-93). Недоліком цього винаходу є низька термостабільність інвертної емульсії в умовах високої мінералізації водної фази та низька біорозкладаність. Найбільш близькою до запропонованого технічного рішення є інвертна емульсія з підвищеною термостабільністю в умовах високої мінералізації водної фази при збереженні нафтовитісняючої здатності наступного складу, мас. % [3]: рідкий вуглеводень - 10,0-20,0; нефтенол НЗт - 0,3-5,0; хлорид кальцію - 0,8-2,0; вода - решта. Нефтенол НЗт - розчин солі алкілполіамінів і жирних кислот загальної формули R1[NH2+(СН2)3]nNН3+[RCOO]n, де n=2…3, R, R1 - вуглеводневі ланцюги жирних кислот з ряду C8C24 у вуглеводневому розчиннику (гасі, дизельному паливі) з добавкою полярного розчинника жирних спиртів С5-С8 кубового залишку виробництва бутилових спиртів, сивушних масел. Нефтенол НЗт являє собою маслянисту рідину від світло-коричневого до коричневого кольору, 3 густиною при 20 °C 810-820 кг/м і температурою застигання не вище мінус 40 °C. Недоліками цього винаходу є те, що Нефтенол НЗт є складним композиційним продуктом з низьким ступенем біологічного розкладання і має недостатню технологічну ефективність як в процесі приготування, так і використання при капітальному ремонті свердловин, підвищенні й інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини. Недостатня міжфазова активність цього складу на межі з пластовими флюїдами і низька солюбілізуюча здатність не дозволяють отримувати стабільні високодисперсні мікроемульсії з високими коефіцієнтами вилучення вуглеводнів з порового середовища. Застосування таких мікроемульсій обмежене тільки нафтовими пластами. Задачею винаходу є збільшення коефіцієнта вилучення вуглеводневої сировини, підвищення термічної стабільності і стійкості проти розшаровування мікроемульсій в умовах підвищеної мінералізації водної фази при забезпеченні високого ступеня біорозкладання мікроемульсій і розширенні сфери їх застосування на газових і газоконденсатних родовищах. Поставлена задача вирішується тим, що інвертна мікроемульсія для оброблення продуктивних (нафтових, газових і газоконденсатних) пластів містить рідку органічну фазу, маслорозчинну поверхнево-активну речовину, хлорид кальцію і воду, відрізняється тим, що як маслорозчинну поверхнево-активну речовину вона містить олеодин-біс продукт конденсації ріпакової олії з N, N'-біс(2-гідроксіетил)етилендіаміном, і додатково як співПАР - ізопропанол, за наступного співвідношення компонентів, мас. %: вода 5,0-28,0 хлорид кальцію 1,5-16,0 олеодин-біс 0,2-5,0 ізопропанол 0,5-5,5 рідка органічна фаза решта. Олеодин-біс продукт конденсації кислот ріпакової олії з N, N'-бic(2гідроксіетил)етилендіаміном при 150-160 °C, взятих у мольному співвідношенні 1:3,2. За фізичними властивостями це в'язка, мастилоподібна маса коричневого кольору з густиною 9503 990 кг/м , температурою застигання 8-12 °C і біологічною розкладаністю впродовж 21 доби за 1 UA 112014 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 СЕС L 33 Т 82-93 %. За кімнатної температури (20-25)°С він добре розчиняється у вуглеводнях, а з водою утворює дисперсії молочного кольору. Методами ПМР, ІЧ- та мас-спектроскопії встановлено, що активною основою олеодину є N, N'-бic(2-гідроксіетил)-етиленмоноаміди жирних кислот - переважно олеїнової, лінолевої, ліноленової і ерукової кислот з двома гідроксогрупами. Інша частина включає гліцерин, моногліцериди і високодисперсні N, N'-біс(2гідроксіетил)етилендіаміди вищих жирних кислот. Олеодин-біс має виражену дифільну будову розвинену ліпофільну частину з довжиною вуглеводневого ланцюга С 14-22 й гідрофільними CONH та -ОН-групами, що створює всі передумови для максимального їх концентрування на -2 -3 межі поділу фаз та зниження міжфазового натягу до 10 -10 мН/м. Сумісна дія складових аміноамідів надає високих емульгуючих та структуроутворюючих властивостей, які проявляються у швидкому і легкому приготуванні емульсійних систем з граничною стабілізацією дисперсної водної фази. Як рідку органічну фазу використовують доступні вуглеводневі розчинники - дизельне паливо, газовий конденсат, легкі нафти; метилові і етилові естери вищих жирних кислот олій (біодизель), оливи та їх суміші, включаючи відпрацьовані аналоги - оливи різного призначення, використані олії, тваринні жири тощо. Хлоридом кальцію слугує СаСl2 кальцинований, плавлений або рідкий, що випускається за ГОСТ 450-77, а співПАР - ізопропанол (ІП) марки "хч", що виробляється за ГОСТ 9805-84. Воду використовують прісну чи мінералізовану (пластову). В експериментах використовували воду заданої мінералізації шляхом розчинення хімічно чистого хлориду кальцію у воді. Інвертні емульсії готують диспергуванням розрахункової кількості водного розчину СаСl2 в заданій кількості розчину олеодин-біс та ІП у рідкому вуглеводні чи споріднених гідрофобних рідинах за інтенсивного механічного перемішування впродовж 10-20 хв. Витісняючу здатність емульсії визначають в умовах довідмиву залишкової нафти (конденсату) на лінійній моделі однорідного пласта, що являє собою скляну колонку довжиною 500 мм, внутрішнім діаметром 30 мм, заповнену дезінтегрованим керном Уренгойського нафтогазоконденсатного родовища фракції 0,12-0,25 мм. Модель під вакуумом насичують водою, ваговим способом визначають пористість і проникність моделі по воді. Після цього в модель під тиском нагнітають нафту (конденсат) до тих пір, поки на виході з неї не з'явиться чиста (без води) нафта (конденсат). За результатами розраховують початкову нафтонасиченість. 3 В експериментах використовують природну нафту густиною 868 кг/м і динамічною в'язкістю 13,1 мПас при 20 °C, або газовий конденсат з вмістом парафіну близько 3 %, Ткип 48-277 °C, 3 густиною 863 кг/м і кінематичною в'язкістю при 20 °C 4,66 сСт. Початкове витіснення проводять водою (три порових об'єми) і визначають коефіцієнт витіснення нафти по воді. Потім через модель фільтрують один поровий об'єм випробовуваної мікроемульсії і три порових об'єми води; визначають приріст і загальний коефіцієнт витіснення нафти (конденсату). Термостабільність високодисперсних емульсійних систем визначають при 80 °C, а стійкість до розшаровування при кімнатній температурі (15-30)°С в герметично закритих скляних пробірках. Досягнення заявленого результату пояснюється наступними прикладами. Приклад 1. У розчин з 5 г олеодину-біс в 44 г етилового естеру ВЖК ріпакової олії (Етерол) при інтенсивному механічному перемішуванні невеликими порціями (по 10 %) почергово уводять водний розчин із 16 г хлориду кальцію в 28,5 г води та 6,5 г (10 раз по 0,65 г кожний) ізопропанолу, починаючи з ІП. Після уведення всієї кількості розчину СаСl 2 та ІП перемішування продовжують до утворення прозорої мікроемульсійної системи або грубодисперсної емульсії. 3 Отримана емульсія характеризується густиною 968 кг/м , термостабільністю >9 діб, стійкістю до розшаровування впродовж понад 90 діб і біорозкладаністю 83 %. Склад і властивості отриманої мікроемульсії зведено в таблиці (приклад 1). 2 UA 112014 C2 Таблиця Склад і властивості мікроемульсій для збільшення коефіцієнта вилучення вуглеводнів Склад емульсій, % об. Властивості емульсій № Водна фаза, % Вуглеводнева Ізопропан Термостабіль Стійкість до Приріст прикла Олеодин-біс, Біорозкла мас. фаза ол, % ність при розшаровува коефіцієнта ду % мас. дання, % мас. 80 °C, діб ння, діб витіснення, % Н2О СаСl2 Назва % мас. Прот Нефтено отип л-НЗт 5,0 1 5,0 2 2,0 3 0,2 4 5,5 5 0,1 6 2,0 7 5,0 8 0,2 9 5,0 73,0 12,0 28,0 16,5 5,0 28,0 4,9 16,5 28,0 4,9 30,0 16,0 8,5 1,5 16,0 1,5 16,5 16,0 1,5 14,0 10 15 20 25 30 8,5 3,0 16,5 8,5 12 10 16,5 11 5 3,0 5,0 28,0 10,0 Витіснення нафти Гексан 10,0 С5-8-ОН >1 ова фр. Етерол 45,5 5,5 >9 Етерол 69,1 3,9 >9 Етерол 91,0 0,5 >9 Етерол 45,0 5,5 >9 Етерол 91,0 0,5 1 Етерол 61,1 3,9 3 Етерол 44,5 6,5 4 Етерол 91,0 0,4 0,8 Етерол 44,5 6,5 9 Витіснення конденсату Конд-т 68,0 4,0 >9 Диз. 68,0 4,0 >9 пал. Олива 53,0 4,0 >9 МС-20 7 28 0,35 >90 >90 >90 >90 9 8 10 3 10 83 85 86 82 86 80 82 86 82 0,43 0,37 0,32 0,43 0,27 0,29 0,41 0,29 0,42 >90 54 0,38 >90 51 0,37 >90 82 0,42 Аналогічно готують інші зразки емульсій. Склад і співвідношення компонентів в них та характеристичні властивості наведено також в таблиці. Одержані мікроемульсії за своїми властивостями досить близькі. Завдяки тонкому диспергуванню внутрішньої водної фази до крапель, менших за 600 нм, вони однорідні, стабільні, оптично прозорі чи з опалесценцією. Здатність до витіснення вуглеводнів (нафта, конденсат), наведеними в таблиці мікроемульсіями, визначали наступним чином. 2 В модель пласта з проникністю по воді 3,3 мкм і початковою нафтонасиченістю 71,1 % помпували три порові об'єми води. Залишкова нафтонасиченість після заводнення склала 34,0 %, коефіцієнт витіснення нафти водою - 0,52. Через модель фільтрували один поровий об'єм облямівки мікроемульсії такого складу, мас. %: Етерол - 44,0; ПАР Олеодин-біс - 5,0 СаСl2-16,0; вода - 28,5; ІП - 6,5. Облямівку емульсії протискували трьома поровими обсягами води. Залишкова нафтонасиченість моделі після закачування облямівки мікроемульсії і просування її водою становила 3,8 %, загальний коефіцієнт витіснення нафти - 0,95, приріст коефіцієнта витіснення - 0,43 (таблиця, приклад 1). Аналогічно досліджували нафтовитіснення облямівками мікроемульсій інших зразків (приклади 2-9), а також моделей, насичених конденсатом (приклади 10-12). Отримані величини приросту коефіцієнтів нафто(конденсато)витіснення приведені в таблиці. З аналізу таблиці видно, що у порівнянні з прототипом приріст коефіцієнта витіснення нафти запропонованою мікроемульсією збільшується з 0,18-0,34 до 0,32-0,43, біорозкладаність - з 28 % до 51-86 %, а термостабільність і стійкість до розшаровування підвищуються більш ніж на порядок в умовах підвищеної мінералізації водної фази (16 % СаСl2 проти 12 % за прототипом). За вмісту в інвертній емульсії менше 0,2 мас. % олеодину-біс (приклад 5) і менше 0,5 мас. % ІП та 5,0 мас. % води (приклад 8), або більше 16 мас. % хлориду кальцію (приклад 6) утворюються грубодисперсні емульсії з невеликим (0,27-0,29) приростом коефіцієнта витіснення, тому ці значення прийняті за граничний вміст вказаних реагентів у запропонованих композиціях. Збільшення концентрації олеодину-біс понад 5,0 мас. % (приклад 4) та ізопропанолу понад 5,5 % (приклад 7) недоцільне, оскільки воно не приводить до приросту коефіцієнта витіснення. Склади з вмістом води більше 28,0 мас. % (приклад 9) мають підвищену в'язкість, порівняно малу термостабільність і стійкість до розділення фаз, а тому не включені до оптимального складу. 3 UA 112014 C2 5 10 15 20 25 Таким чином, поставлений технічний результат досягнуто: коефіцієнт вилучення вуглеводневої сировини збільшено на 9-14 %; термічну стабільність і стійкість проти розшаровування мікроемульсій в умовах підвищеної мінералізації водної фази підвищено більше ніж в 10 раз; біорозкладання мікроемульсій збільшено на 23-58 % і продемонстрована можливість використання запропонованих мікроемульсій не тільки на нафтових, а й на газоконденсатних родовищах. Безпосередньо на родовищах інвертну мікроемульсію рекомендується застосовувати таким чином. Для підвищення коефіцієнта віддачі пластом вуглеводневої сировини у заводнений пласт, після застосування методу розробки шляхом закачування води, через буферну засувку нагнітальної свердловини закачують розрахункову кількість приготовленої емульсії (з 3 розрахунку експериментально встановленої кількості 0,5-11 м на погонний м продуктивної товщі пласта). Буферну засувку закривають і залишають свердловину на добу для розчинення органічних відкладень. Після цього в пласт нагнітають воду або водний розчин полімеру. Для інтенсифікації припливу вуглеводневої продукції з пласта шляхом декольматації ПЗП розрахункову кількість приготовленої мікроемульсії протискують в пласт через буферну засувку видобувної свердловини емульсійним розчином або водою в динамічному режимі репресіядепресія впродовж 8-12 годин. Після цього свердловину освоюють одним із відомих методів. Використані джерела 1. Патент РФ 2065033, кл. Е 21 В 43/22. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов. Опубл. 10.08.1996. 2. Патент РФ 2110675, кл. Е 21 В 43/22. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов. Опубл. 10.05.1998. 7 3. Пат. 2196224 РФ, МКИ Е 21В43/22. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов / Гаевой Е.Г., Магадов Р.С., Назаров А.В. и др. - № 99120474/03; Заявлено 30.09.1999; Опубл. 10.01.2003. ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 30 Інвертна мікроемульсія для оброблення нафтових, газових і газоконденсатних пластів, що містить рідку органічну фазу, маслорозчинну поверхнево-активну речовину (ПАР), хлорид кальцію і воду, яка відрізняється тим, що як маслорозчинну поверхнево-активну речовину вона містить олеодин-біс - продукт конденсації ріпакової олії з N,N'-біс(2-гідроксіетил)етилендіаміном, і додатково як співПАР - ізопропанол, за наступного співвідношення компонентів, мас. %: вода 5,0-28,0 хлорид кальцію 1,5-16,0 олеодин-біс 0,2-5,0 ізопропанол 0,5-5,5 рідка органічна фаза решта. Комп’ютерна верстка А. Крижанівський Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4