Гидрофобная эмульсия

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих трещинно-кавернозные пласты-коллекторы. Технический результат - повышение вязкостных и структурно-механических свойств гидрофобной эмульсии, обеспечивающих надежное тампонирование трещинно-кавернозных интервалов коллектора и отклонение кислоты в нефтенасыщенные зоны пласта, а также снижение материальных и энергетических затрат за счет уменьшения компонентов гидрофобной эмульсии. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая эмульгатор на основе углеводородного раствора алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и минерализованную пластовую воду, в качестве эмульгатора содержит эмульгатор ИТПС-013 марки Г при следующем соотношении компонентов, мас. %: эмульгатор ИТПС-013Г 8-10, минерализованная вода 90-92. 2 табл.

.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих трещинно-кавернозные пласты-коллекторы.

В осложненных геологических условиях, как правило, для обеспечения направленности закачки кислотных составов в нефтенасыщенные матричные интервалы, предварительно закачивают в трещинно-кавернозные (так называемые «глотающие») интервалы пласта блокирующие высоковязкие гидрофобные (инвертные) эмульсии. Кислота, не имея доступа в высокопроницаемые трещинно-кавернозные интервалы, отклоняется и обрабатывает нефтенасыщенные менее проницаемые поровые интервалы нефтяного пласта. Таким образом обеспечивается направленность (селективность) обработки призабойной зоны (ОПЗ) кислотой и достигается большая эффективность и успешность химической обработки неоднородных нефтяных пластов-коллекторов.

Известен состав на основе инвертной эмульсии для обработки нефтяных пластов (патент РФ 2153576, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.07.2000), содержащий, мас. %: жидкий углеводород - 10,025,0, маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) - эмульгатор СИНОЛ-ЭМ - 0,3-5,0, хлористый кальций - 0,2-4,0 и воду.

Недостатком данного состава является то, что для его приготовления используется вода с фиксированным значением общей минерализации, равным 12 г/л.

Известна инвертная (гидрофобная) эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая, мас. %: жидкий углеводород - 10,0-20,0, маслорастворимое поверхностно-активное вещество НЕФТЕНОЛ НЗ - 0,3-5,0, хлористый кальций - 0,3-1,5 и воду - остальное (патент РФ 2110675, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.1998).

Данный состав имеет достаточно высокую нефтевытесняющую способность, но приготовленная на поверхности инвертная эмульсия характеризуется аномально высоким значением вязкости, что осложняет процесс закачки ее в пласт и тем самым не позволяет продвинуть состав вглубь пласта и увеличить охват пласта воздействием. Еще одним недостатком является ее малая стойкость к разбавлению водой.

Известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая, мас. %: жидкий углеводород - 10,0-25,0; эмульгатор ЭКС-ЭМ - 0,5-3,0; хлористый кальций - 0,5-3,0; натр едкий - 0,02-0,2; воду - остальное (патент РФ 21553576, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.07.2000).

Эмульсия позволяет селективно изолировать промытые участки, отмыть остаточную пленочную нефть и подключить в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном счете приведет к увеличению нефтеотдачи.

Недостаток - нетехнологичность приготовления и закачки из-за чрезвычайно высоких вязкостных и структурно-механических свойств, которые не обеспечивают доставку эмульсии в трещинные интервалы карбонатных коллекторов при кислотных ОПЗ.

Известна гидрофобная эмульсия, используемая для блокирования пластов при соляно-кислотной обработке (Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002, 137 стр.). Гидрофобная эмульсия для селективной обработки пластов содержит, мас. %: углеводороды (нефть) - 39-44; маслорастворимое ПАВ-эмульгатор ЭС-2 - 0,8-1; воду пластовую минерализованную - 55-60.

Основной недостаток данной гидрофобной эмульсии - диапазоны регулирования вязкости (тампонирующий параметр) и структурно-механических показателей (СНС1/СНС10) не обеспечивают надежного блокирования «глотающих» трещинно-кавернозных интервалов коллектора для последующего отклонения кислот от этих высокопроницаемых интервалов в матричные нефтенасыщенные интервалы (зоны) пласта.

Наиболее близким аналогом является гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов (патент RU №2379326, МПК C09K 8/584, опубл. 20.01.2008), содержащая, мас. %: жидкий углеводород - 46,0-63,3; эмульгатор на основе углеводородного раствора алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты 2,5-5 и минерализованную воду остальное.

Недостаток данной гидрофобной эмульсии - вязкостные и структурно-механические характеристики не обеспечивают выполнения функции отклонителя кислотных составов в трещинно-кавернозных интервалах коллектора. Кроме этого, данная гидрофобная эмульсия имеет низкую агрега-тивную стабильность во времени, имеет относительно высокую стоимость, что обусловливает существенные материальные и энергетические затраты для приготовления эмульсии.

Техническими задачами изобретения являются повышение вязкостных и структурно-механических свойств гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов, обеспечивающих надежное тампонирование трещинно-кавернозных интервалов коллектора и отклонение кислоты в нефтенасыщенные зоны пласта, а также снижение количества материальных и энергетических затрат за счет уменьшения компонентов гидрофобной эмульсии.

Поставленные задачи решаются гидрофобной эмульсией для обработки нефтяных пластов, содержащей эмульгатор на основе углеводородного раствора алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и минерализованную пластовую воду.

Новым является то, что в качестве эмульгатора гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов содержит эмульгатор ИТПС-013 марки Г при следующем соотношении компонентов, мас. %:

эмульгатор ИТПС-013Г 8-10
минерализованная вода 90-92.

Принципиальные отличия предлагаемой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов (отличительные признаки):

- новые найденные авторами рецептурные показатели: оптимальное соотношение водной дисперсной фазы к эмульгатору ИТПС-013Г (90-92/8-10) - позволяют получать и эффективно применять на практике новую гидрофобную эмульсию для обработки нефтяных пластов с диапазоном максимальных (при сохранении технологических свойств) вязкостных и структурно-механических параметров, пригодных для различных операций в нефтегазодобыче (эффективное отклонение кислот и кислотных композиций в технологиях селективных ОПЗ «глотающих» пластов с аномально трещинно-кавернозной структурой, эффективное глушение скважин в таких аномальных «глотающих» пластах, водоизоляция и снижение водопритоков из трещинно-кавернозных коллекторов и др.). Найденные новые качественные и количественные рецептурные соотношения компонентов в предлагаемой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов обуславливают проявление плотнейшей полиэдрической («сотовой») структуры водной дисперсной фазы. Такое видоизменение структуры гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов резко увеличивает внутреннее трение при течении эмульсии (проявление структурной вязкости) и величины напряжения сдвига (проявление структурно-механических свойств);

- отсутствует (исключен) целевой углеводородный компонент, в частности традиционный ингредиент в известных гидрофобных эмульсиях - нефть;

- новая гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов состоит всего из двух ингредиентов (минерализованной воды и ПАВ-эмуль-гатора).

Для приготовления гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов используют:

- эмульгатор ИТПС-013 (ТУ 20.59.42-043-27913102-2017), который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты. По внешнему виду эмульгатор представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета с допуском опалесценции, температура застывания реагента не выше минус 50°С, плотность при 20°С реагента не менее 0,800 г/см3;

- воду минерализованную с плотностью при 20°С 1,120-1,190 г/см3.

На рис. 1 приведена фотография (увеличенная в 250 раз) заявляемой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов при концентрации водной фазы 92% мас. и ПАВ-эмульгатора (ИТПС-013Г) 8% мас. Отчетливо видна видоизмененная внутренняя полиэдрическая структура эмульсии при плотнейшей (практически максимальной) упаковке водных дисперсий. Размер дисперсий - от 2-5 до 10-15 мкм.

Отмеченные выше отличительные признаки придают составу (гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов) новое свойство - обеспечение качественно нового диапазона реологических и структурно-механических свойств, обуславливающих уникальный комплекс технологических показателей: надежное проникновение и эффективное тампонирование (блокирование) трещинно-кавернозных интервалов и зон нефтяных пластов-коллекторов, эффективное отклонение кислот, растворителей, растворов ПАВ и других маловязких обрабатывающих составов от, как правило, водонасыщенных трещинно-кавернозных пропластков и интервалов нефтяного пласта в относительно малопроницаемые, трещинно-поровые, как правило, нефтенасыщенные и так называемые матричные пропластки и интервалы нефтяного коллектора, а также наиболее эффективные водоизолирующие свойства в трещинно-кавернозных прослоях, т.е. высоковязкая гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов с максимальными структурно-механическими свойствами (за счет тиксотропного упрочнения структуры) надежно предотвращает движение (поступление) пластовой воды в скважины по этим потенциальным водоподводящим каналам; кроме этого, такая гидрофобная эмульсия может эффективно применяться в качестве жидкости гидроразрыва (как своеобразный высоковязкий «клин» для образования трещин при высоконапорном нагнетании в пласт). Таким образом, заявляемая рецептура гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов характеризуется как многоцелевая универсальная технологическая жидкость для процессов нефтегазодобычи, особенно в наиболее осложненных трещинно-кавернозных, так называемых «глотающих», пластах-коллекторах, где известные традиционные химические составы, в том числе и на эмульсионной основе, не обеспечивают целевые технологические функции (в том числе блокиратора трещин и отклонителя кислот).

Анализ научно-технической и патентной литературы не выявил идентичной совокупности существенных признаков, решающих аналогичную техническую задачу. На основании этого считаем, что предлагаемое нами техническое решение отвечает критерию "новизна" и "изобретательский уровень".

В лабораторных условиях была приготовлена гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов по новой рецептуре (она получила название «БНЭ» - безнефтяная эмульсия) по следующей методике: в расчетное количество эмульгатора при его перемешивании постепенно вводится расчетное количество (примерно такой же объем) водной фазы, смесь перемешивается при постепенном увеличении скорости перемешивания до загу-стевания эмульсии, затем постепенно в эту смесь вводится весь расчетный объем водной фазы, раствор перемешивается в течение 15-20 мин при скорости на лопастной мешалке IKA EUROSTAR до 900-1000 мин-1. В результате получается однородная высоковязкая эмульсия светло-кремового цвета.

Для исследований взяты следующие компоненты:

- пластовая минерализованная вода НГДУ «Ямашнефть» (плотность - 1,185 г/см3, вязкость - 1,2 мПа⋅с, рН - 5,0);

- пластовая минерализованная вода НГДУ «Азнакаевскнефть» (плотность - 1,170 г/см3, вязкость - 1,15 мПа⋅с, рН - 5,5);

- эмульгатор ИТПС-013 Г.

В табл. 1 приведены результаты исследований вязкостных и структурно-механических параметров безнефтяной гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов в зависимости от соотношения водной дисперсной фазы к концентрации эмульгатора ИТПС-013Г.

Гидрофобная эмульсия с содержанием 11% мас. и более эмульгатора обладает недостаточной вязкостью (менее 1000 мПа⋅с при 60 с-1) и недостаточной консистенцией, поэтому она не может выполнять технологическое функциональное назначение - быть высоковязким отклоняющим материалом по отношению к соляной кислоте. Получаются эмульсии с недостаточными величинами структурной вязкости и напряжения сдвига, не позволяющими надежно блокировать высокопроницаемые трещинно-кавернозные интервалы неоднородных пластов и обеспечивать отклонение кислот.

Гидрофобные эмульсии для обработки нефтяных пластов при концентрации ИТПС 013Г 7% мас. и менее обладают нетекучей консистенцией, вязкость увеличивается до критических величин (более 50000-3000 мПа⋅с при скоростях сдвига в интервале 1-60 с"1) и получаются чрезвычайно вязкие, нетехнологичные эмульсии с нетекучей консистенцией (насосные агрегаты не могут закачать их в скважину).

Структурно-механические свойства (CHC1 - статическое напряжение сдвига за 1 мин, СНС10- статическое напряжение сдвига за 10 мин) БНЭ возрастают при уменьшении объемной доли эмульгатора. При 5-7% мас. эмульгатора эмульсии практически нетекучие (600-700 дПа). При повышении концентрации эмульгатора 11-15% мас. CHC1/10 снижаются до относительно низких значений - 200-390 дПа.

Оптимальной областью является диапазон концентраций эмульгатора 8-10% мас.; при этом CHC1/СНС10 имеют промежуточное значение 400-500/420-590 дПа, что обеспечивает необходимую технологическую консистенцию и структуру. Установленная динамика СНС10 по отношению к CHC1 показывает возрастание тиксотропного упрочнения структуры БНЭ.

Величина разницы между показателями СНС10 и CHC1 характеризует тиксотропию (упрочнение/набор структуры) гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов. Тиксотропное упрочнение структуры эмульсии во времени играет положительную роль для усиления отклоняющего эффекта высоковязкой эмульсии по отношению к маловязкой кислоте или ее композициям с химическими добавками.

Таким образом, по результатам реологических исследований («динамическая вязкость - скорость сдвига») и по консистенции (текучесть) лучшими физико-химическими и технологическими параметрами обладают гидрофобные эмульсии на основе эмульгатора ИТПС 013 Г с концентрацией 8-10% мас. Динамическая вязкость находится в оптимальном диапазоне 2500-1500 мПа⋅с при реальных пластовых сдвиговых деформациях в диапазоне 40-60 с-1, а при малых скоростях сдвига (практически в статике) -40000-20000 мПа⋅с, необходимые для эффективного блокирования трещин и отклонения кислоты.

Были проведены фильтрационные опыты на насыпных песчано-кар-бонатных моделях пласта с двумя разнопроницаемыми трубками, одна из которых имитировала трещинно-кавернозный пропласток (проницаемость 10-12 мкм2), а вторая - относительно малопроницаемый нефтенасыщенный прослой (проницаемость 0,5-0,7 мкм2). На первой стадии моделирования селективного кислотного ОПЗ закачивалась гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов (блокиратор-отклонитель), а вслед за ней соляно-кислотный раствор 10-24% концентрации. Результаты опытов представлены в табл. 2.

Эксперименты показали, что новая гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов с соотношением эмульгатора ИТПС-013Г к водной фазе 8-10/90-92 эффективно блокирует трубчатые модели с трещинной проницаемостью и за счет этого эффекта отклоняет соляную кислоту в менее проницаемые нефтенасыщенные модели (опыты 4-6).

В результате нефтепроницаемость вторых моделей возрастает в 2-3 раза. Кроме этого, зафиксирован эффект полного тампонирования трубок с трещинной проницаемостью предлагаемыми рецептурами гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов, при закачке воды с максимальными градиентами давления водопроницаемость по этим трубкам близка к минимальной, при этом весь поток закачиваемой кислоты или воды фильтровался по трубкам с относительно малой проницаемостью. Эти результаты подтверждают перспективность заявляемой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов и в качестве водоизолирующего состава и жидкости глушения (для блокирования естественных трещин и предотвращения катастрофического поглощения маловязких жидкостей).

Таким образом, предлагаемая гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов обладает максимально высокими параметрами по структурной вязкости и статическому напряжению сдвига, обеспечивающими надежное блокирование трещинно-кавернозных пропластков и интервалов неоднородного продуктивного пласта для эффективного отклонения кислот в матричные нефтенасыщенные зоны пласта. Кроме того, снижаются материальные затраты (стоимость самой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов и операции по ее приготовлению на скважине) за счет исключения из рецептуры традиционной нефтяной фазы, что в совокупности позволит значительно увеличить объемы применения высокоэффективных многоцелевых технологических жидкостей на основе универсальной гидрофобной эмульсии в процессе нефтегазодобычи.

Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая эмульгатор на основе углеводородного раствора алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и минерализованную пластовую воду, отличающаяся тем, что в качестве эмульгатора гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов содержит эмульгатор ИТПС-013 марки Г при следующем соотношении компонентов, мас. %:

эмульгатор ИТПС-013Г 8-10
минерализованная вода 90-92



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в высокотемпературных скважинах.

Изобретение относится к составам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования подземной скважины, содержащей обсадную колонну и поверхность ствола скважины, включающему этапы, на которых покрывают поверхность ствола скважины и наружную поверхность обсадной колонны несмешиваемой с водой текучей средой, получают композицию, содержащую воду, неорганический цемент и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем подземную скважину пробуривают с использованием бурового раствора на водной основе.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение относится к области создания композиционных материалов, в частности к получению магнитоактивных эластичных композитов (полимеров), предназначенных для изготовления управляемых магнитным полем элементов цементной смеси, а также к методам крепления газо-нефте-вододобывающих скважин при цементировании обсадных колонн на разных этапах строительства и эксплуатации скважины, при необходимости обеспечивая предельно низкие значения флюидопроницаемости тампонирующего материала за эксплуатационной колонной.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приёмистости и увеличения охвата пластов заводнением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости.

Группа изобретений относится к буровому раствору для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах и способу его получения и может быть использована в области трубопроводного транспорта, в частности, при строительстве подводных переходов трубопроводов в неустойчивых грунтах, таких как песок, гравийно-галечниковые грунты, глины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих трещинно-кавернозные пласты-коллекторы. Технический результат - повышение вязкостных и структурно-механических свойств гидрофобной эмульсии, обеспечивающих надежное тампонирование трещинно-кавернозных интервалов коллектора и отклонение кислоты в нефтенасыщенные зоны пласта, а также снижение материальных и энергетических затрат за счет уменьшения компонентов гидрофобной эмульсии. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая эмульгатор на основе углеводородного раствора алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и минерализованную пластовую воду, в качестве эмульгатора содержит эмульгатор ИТПС-013 марки Г при следующем соотношении компонентов, мас. : эмульгатор ИТПС-013Г 8-10, минерализованная вода 90-92. 2 табл..

Наверх