Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины. Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине включает инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсий и дисперсной фазы, при этом в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют 40-80 мас. % смеси нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - 0,5-5,0 мас. % простого полиэфира с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и 0,01-10,0 мас. % доломитовой муки или мела, или аэросила, или древесной муки: Причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине, а также улучшение стабильности и реологических свойств эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины.

Известен состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции воды в добывающих скважинах (патент RU №2313558, С09К 8/44, С09К 8/82, опубл. 27.12.2007, Бюл. №36), являющийся устойчивой эмульсией, содержащий эмульгатор, углеводород и водный раствор хлорида металла.

Недостатком указанной эмульсии являются ее невысокие изолирующие свойства состава за счет невысоких вязкостных свойств состава.

Известен способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2418153, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.05.2011, Бюл. №13), включающий последовательную закачку в изолируемый интервал обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с кремнийорганическим тампонажным составом и закрепляющего состава на основе кремнийорганического тампонажного состава в большей концентрации. До обратной эмульсии в изолируемый интервал закачивают водную суспензию глины для увеличения вязкости и стабильности эмульсии, в качестве кремнийорганического тампонажного состава применяют Силор НЧ.

Недостатком данного состава является низкая эффективность изоляции из-за недостаточно высоких прочностных свойств состава.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах (патент RU №2391378, МПК С09К 8/467, С09К 8/504, опубл. 10.06.2010, Бюл. №16), включающий инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы - нефти или продуктов ее переработки, стабилизатора эмульсии - химически модифицированного кремнезема - Полисила-ДФ и дисперсной фазы. В качестве дисперсной фазы содержит натриевое жидкое стекло и дополнительно - маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Синол-ЭМ.

Недостатками известного состава являются низкая эффективность изоляции водопритока в добывающей скважине за счет низкой стабильности эмульсии и низкой эмульгирующей способности состава, что особенно важно для получения долговременного эффекта изоляции водопритока, а также невысокие реологические свойства (указанный состав не образует прочный водоизоляционный экран, эффективно блокирующий напор пластовых вод).

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине за счет улучшения эмульгирующей способности состава, а также улучшение стабильности и реологических свойств эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин.

Технические задачи решаются составом для ограничения водопритока в добывающей скважине, включающим инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсии и дисперсной фазы.

Новым является то, что в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и доломитовую муку, или мел, или аэросил, или древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. %:

смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла 40-80
простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400 0,5-5,0
доломитовая мука, или мел, или аэросил, или древесная мука 0,01-10,0
вода с минерализацией от 15 до 300 г/л остальное,

причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1.

При приготовлении состава используют следующие реагенты:

- нефть или продукты ее переработки, представляющие собой жидкую смесь углеводородов с температурой застывания ниже 0°С и температурой самовоспламенения выше 40°С;

- талловое масло, представляющее собой смесь органических соединений, преимущественно ненасыщенных и жирных кислот, продукт обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом, по внешнему виду представляет собой темноокрашенную жидкость с резким запахом;

- простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400, по внешнему виду представляет собой маслянистую бесцветную жидкость;

- доломитовую муку (ГОСТ 14050-93);

- мел (ГОСТ 17498-72);

- аэросил, представляющий собой пирогенный диоксид кремния (SiO2), очень легкий микронизированный порошок с выраженными адсорбционными свойствами, с массовой долей основного вещества не менее 95%;

- древесную муку (ГОСТ 16361-87).

Введение простого полиэфира позволяет снизить энергию, необходимую для создания свободной поверхности раздела фаз, что ускоряет процесс образования эмульсии. Молекулы простого полиэфира, адсорбируясь на границе раздела фаз, повышают стабильность эмульсии (агрегативную устойчивость). Введение доломитовой муки, или мела, или аэросила, или древесной муки обеспечивает повышение агрегативной устойчивости эмульсии за счет стабилизации и упрочнения адсорбционного слоя на поверхности глобул дисперсной фазы. Содержание жирных кислот в талловом масле и простого полиэфира в составе позволяет эффективно снизить межфазное натяжение на границе раздела фаз, что способствует улучшению реологических характеристик состава за счет повышения степени диспергирования дисперсной фазы и повышения эмульгирующей способности состава.

Предлагаемый состав готовят следующим образом.

Предварительно готовят смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в объемном соотношении от 1:3 до 3:1. Из полученной смеси отбирают навеску в количестве 40-80 мас. %. Затем в отобранную навеску смеси нефти или продуктов ее переработки и таллового масла добавляют простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400 с концентрацией от 0,5 до 5,0 мас. % и перемешивают в течение 10 мин на механической мешалке со скоростью 500 об/мин. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят воду с минерализацией от 15 до 300 г/л с концентрацией от 5,0 до 59,49 мас. %, доломитовую муку, или мел, или аэросил, или древесную муку с концентрацией от 0,01 до 10,0 мас. % и продолжают перемешивание до получения однородной массы.

Эмульгирующие свойства оценивали путем разбавления приготовленного состава водой с минерализацией от 15 до 300 г/л при постоянном перемешивании на механической мешалке со скоростью 500 об/мин с последующей оценкой реологических свойств образующихся эмульсий. Реологические свойства состава оценивали значением динамической вязкости эмульсии при скорости сдвига 6,5 с-1, измеренной на ротационном вискозиметре «RheomatRM-180».

Стабильность полученных эмульсий оценивали по расслоению фаз с измерением объемной доли нерасслоившейся эмульсии после выдержки в течение 15 сут.

Пример приготовления состава в лабораторных условиях.

Предварительно готовят смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в объемном соотношении 1:1. Для этого отбирают 50 мл нефти или продуктов ее переработки и добавляют при перемешивании 50 мл таллового масла. Из полученной смеси отбирают 40 г. В отобранную навеску добавляют 0,5 г простого полиэфира с молекулярной массой 6000±400 и перемешивают в течение 10 мин на механической мешалке со скоростью 500 об/мин. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят 59,49 г воды с минерализацией 15 г/л, 0,01 г древесной муки и продолжают перемешивание до получения однородной массы (пример 1, табл. 1 и 2).

Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл. 1 и 2).

В табл. 1 и 2 приведены результаты определения эмульгирующих и реологических свойств и стабильности полученных эмульсий, подтверждающие возможность осуществления предложения в лабораторных условиях.

Из приведенных данных видно, что эмульгирующая способность прототипа ниже по сравнению с предлагаемым составом, при кратности разбавления 3 у прототипа не происходит образование эмульсий во всем объеме, что делает невозможным определение их реологических свойств при кратности разбавления 3-5. Полученные разбавлением водой эмульсии для предлагаемого состава в диапазоне кратности разбавления 1-5 обладают более лучшими реологическими свойствами, вязкость полученных эмульсий для предлагаемого состава выше, чем в случае прототипа, в 1,6-55,8 раза. Предлагаемый состав способствует образованию более стабильных эмульсий, объемная доля полученных эмульсий через 15 сут больше, чем у прототипа, в 1,7-12,5 раз.

Таким образом, предлагаемый состав приводит к повышению эффективности изоляции водопритока в скважину за счет улучшения эмульгирующей способности состава, а также улучшает стабильность и реологические свойства эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин.

Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, включающий инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсий и дисперсной фазы, отличающийся тем, что в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и доломитовую муку, или мел, или аэросил, или древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. %:

смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла 40-80
простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400 0,5-5,0
доломитовая мука, или мел, или аэросил, или древесная мука 0,01-10,0
вода с минерализацией от 15 до 300 г/л остальное,

причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, и может быть использовано при одноступенчатом цементировании протяженных (более 2500 м) обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва при нормальных, умеренных и повышенных температурах.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений полезных ископаемых подземным способом и ремонтно-изоляционных работах в тоннелях, нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас.

Группа изобретений относится к цементным композициям с отсроченным сроком схватывания. Способ вытеснения флюида в стволе скважины включает введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так, что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины.
Изобретение относится к операциям цементирования. Вариант осуществления настоящего изобретения включает способную к схватыванию композицию, содержащую размолотый невспученный перлит, пумицит, цементную печную пыль и воду.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему.

В настоящем документе описаны цементные композиции и способы применения цементных композиций в подземных пластах. В одном из вариантов реализации изобретения предложен способ цементирования в подземном пласте, включающий: обеспечение цементной композиции, содержащей воду, пуццолан, гашеную известь и цеолитный активатор; и обеспечение возможности схватывания цементной композиции в подземном пласте, причем цеолитный активатор расположен на поверхности пуццолана.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к установке цементных мостов в эксплуатационных колоннах скважин при временном отключении продуктивной части отдельных пластов или части пласта и ликвидации скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к керамическим проппантам, предназначенным для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к области гидрометаллургического синтеза высокочистых веществ, в частности вольфрамата свинца PbWO4, и может быть использовано при получении монокристаллов вольфрамата свинца, используемых в качестве сцинтилляторов для высокоточной электромагнитной калориметрии частиц высоких энергий.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное.

Группа изобретений относится к бурению скважин. Технический результат – ингибирование набухания глины и глинистого сланца, которые вступают в контакт с текучими средами, использующимися при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия и расширение области применения состава.
Изобретение относится к химии высокомолекулярных соединений и может быть применено в сельском хозяйстве в качестве средств поддержания необходимого уровня влажности почв, а также в производстве средств личной гигиены.

Изобретение относится к способам получения водорастворимых ингибиторов коррозии для защиты эксплуатационных трубопроводов для природного газа. Получают компонент а) – смесь модифицированных производных имидазолина, проводят реакцию конденсации диэтилентриамина с жирными кислотами и алифатическими дикарбоновыми кислотами при температуре не менее 140° C.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до указанной закачки УОБ осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу, или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %: ВПП 0,05-2,0, бродильные бактерии 0,005-2,0, вода - остальное. 1 пр., 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины. Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине включает инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсий и дисперсной фазы, при этом в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют 40-80 мас. смеси нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - 0,5-5,0 мас. простого полиэфира с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 гл и 0,01-10,0 мас. доломитовой муки или мела, или аэросила, или древесной муки: Причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине, а также улучшение стабильности и реологических свойств эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин. 2 табл.

Наверх