Інвертна мікроемульсія для підвищення видобутку вуглеводневої сировини

Реферат: Інвертна емульсія для оброблення нафтових, газових і газоконденсатних пластів містить рідку органічну фазу, олійнорозчинну поверхнево-активну речовину (ПАР), хлорид кальцію і воду. Як олійнорозчинну поверхнево-активну речовину вона містить продукт конденсації ріпакової олії з N,N'-біс(оксіетил)етилендіаміном - олеодин-біс, і додатково як співПАР - ізопропанол за наступного співвідношення компонентів, мас. %: вода 5,0-28,0 хлорид кальцію 1,5-16,0 продукт конденсації ріпакової олії з N,N'біс(оксіетил)етилендіаміном - 0,2-5,0 олеодин-біс ізопропанол (співПАР) 0,5-5,5 рідка органічна фаза решта. UA 98599 U (54) ІНВЕРТНА МІКРОЕМУЛЬСІЯ ДЛЯ ПІДВИЩЕННЯ ВИДОБУТКУ ВУГЛЕВОДНЕВОЇ СИРОВИНИ UA 98599 U UA 98599 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Корисна модель належить до видобутку вуглеводневої сировини з пластів і може бути використана при розробці нафтових, газових і газоконденсатних родовищ на будь-якій стадії розробки для інтенсифікації роботи видобувних свердловин і збільшення коефіцієнта віддачі вуглеводневовмісних 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 оброблення нафтових пластів, що містить рідкий вуглеводень, як оливорозчинну поверхнево-активну речовину - вуглеводневий розчин естерів кислот талової олії і триетаноламіну - Нефтенол НЗ, хлорид кальцію та воду 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 від світло-коричневого 3 до коричневого кольору, густиною при 20 °C 900-930 кг/м і температурою застигання мінус 40 °C (ТУ 2483-007-17197708-93). Недоліком корисної моделі є низька термостабільність інвертної емульсії в умовах високої мінералізації водної фази та низька біорозкладуваність. Найбільш близькою до запропонованого технічного рішення є інвертна емульсія з підвищеною термостабільністю в умовах високої мінералізації водної фази при збереженні нафтовитісної 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 C8-C24 у вуглеводневому розчиннику (гасі, дизельному паливі) з добавкою полярного розчинника жирних спиртів C5-C8 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 відомої корисної моделі 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 корисної моделі 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, що містить рідку органічну фазу, олійнорозчинну поверхнево-активну речовину, хлорид кальцію і воду, згідно з корисною моделлю, як олійнорозчинну поверхнево-активну речовину містить продукт конденсації ріпакової олії з N, N'-біс(оксіетил)етилендіаміном - олеодин-біс, і додатково як співПАР ізопропанол, за наступного співвідношення компонентів, мас. %: вода - 5,0-28,0 хлорид кальцію 1,5-16,0 продукт конденсації ріпакової олії з N, N0,2-5,0 біс(оксіетил)етилендіаміном олеодін - біс ізопропанол (співПАР) 0,5-5,5 рідка органічна фаза решта. 1 UA 98599 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Олеодин-біс - продукт конденсації кислот ріпакової олії з N, N'-бic(2-гідроксіетил) етилендіаміном при 150-160 °C, взятих у мольному співвідношенні 1:3,2. За фізичними 3 властивостями - це в'язка, мастилоподібна маса коричневого кольору з густиною 950-990 кг/м , температурою застигання 8-12 °C і біологічною розкладуваністю впродовж 21 доби за 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 гідроксигрупами. Інша частина включає гліцерин, моногліцериди і високодисперсні N, N'-біс(2гідроксіетил)етилендіаміди вищих жирних кислот. Олеодін-біс володіє вираженою дифільною будовою - розвиненою ліпофільною частиною з довжиною вуглеводневого ланцюга С 14.22 й гідрофільними -CONH та -ОН-групами, що створює всі передумови для максимального їх -2 -3 концентрування на 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 олеодін-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 біля 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 СаСl2 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 біорозкладуваністю 83 %. Склад і властивості отриманої мікроемульсії зведено в таблиці (приклад 1). 55 Таблиця Склад і властивості мікроемульсій для збільшення коефіцієнта вилучення вуглеводнів № Склад емульсій, % об. Властивості емульсій 2 UA 98599 U прикл Термостаб Приріст ІзопроСтійкість Біорозаду Олеодин- Водна фаза, Вуглеводнева ільність до коефіцієнту панол, розшарову кладабіс, % мас. % мас. фаза - при витіснення, % мас. вання, діб ння, % 80 °C, діб % % Н2О СаСІ2 Назва мас. Витіснення нафти Прот Нефтенол Гексан 73,0 12,0 10,0 С5-8-ОН >1 7 28 0,35 отип -НЗт 5,0 ова фр. 1 5,0 28,0 16,0 Етерол 45,5 5,5 >9 >90 83 0,43 2 2,0 16,5 8,5 Етерол 69,1 3,9 >9 >90 85 0,37 3 0,2 5,0 1,5 Етерол 91,0 0,5 >9 >90 86 0,32 4 5,5 28,0 16,0 Етерол 45,0 5,5 >9 >90 82 0,43 5 0,1 4,9 1,5 Етерол 91,0 0,5 1 9 86 0,27 6 2,0 16,5 16,5 Етерол 3,9 3 8 80 0,29 7 5,0 28,0 16,0 Етерол 44,5 6,5 4 10 82 0,41 8 0,2 4,9 1,5 Етерол 91,0 0,4 0,8 3 86 0,29 9 5,0 30,0 14,0 Етерол 44,5 6,5 9 10 82 0,42 Витіснення конденсату 10 3,0 16,5 8,5 Конд-т 68,0 4,0 >9 >90 54 0,38 11 3,0 16,5 8,5 Дизпал. 68,0 4,0 >9 >90 51 0,37 Олива 12 5,0 28,0 10,0 53,0 4,0 >9 >90 82 0,42 МС-20 5 10 15 20 25 30 35 Аналогічно готують інші зразки емульсій. Склад і співвідношення компонентів в них та характеристичні властивості приведено 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), приведеними 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 Олеодін-біс - 5,0 СаС12-16,0; 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 найближчим аналогом приріст коефіцієнта витіснення нафти запропонованою мікроемульсією збільшується з 0,18-0,34 до 0,32-0,43, біорозкладуваність - 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 найближчим аналогом). За вмістом 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. Таким чином, поставлена задача вирішена: 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 3 UA 98599 U 5 10 15 20 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 репресія депресія впродовж 8-12 годин. Після цього свердловину освоюють одним із відомих методів. Джерела інформації: 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. 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 КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 25 30 Інвертна емульсія для оброблення нафтових, газових і газоконденсатних пластів, що містить рідку органічну фазу, олійнорозчинну поверхнево-активну речовину (ПАР), хлорид кальцію і воду, яка відрізняється тим, що як олійнорозчинну поверхнево-активну речовину вона містить продукт конденсації ріпакової олії з N,N'-біс(оксіетил)етилендіаміном - олеодин-біс, і додатково як співПАР - ізопропанол за наступного співвідношення компонентів, мас. %: вода 5,0-28,0 хлорид кальцію 1,5-16,0 продукт конденсації ріпакової олії з N,N'біс(оксіетил)етилендіаміном - 0,2-5,0 олеодин-біс ізопропанол (співПАР) 0,5-5,5 рідка органічна фаза решта. Комп’ютерна верстка О. Рябко Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4