ИНВЕРТНО-ЭМУЛЬСИОННЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН Российский патент 1997 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к растворам на углеводородной основе, используемым для вторичного вскрытия продуктивных пластов как при строительстве, так и эксплуатации скважин.

Известна обратная эмульсия для бурения и гашения скважин, содержащая нефть, воду и эмульгатор, в качестве которого используют амидоамины кислот таллового масла [1]
Недостатком эмульсии является то, что ее параметры не соответствуют технологическим условиям гидропескоструйной перфорации в части пескоудерживающей способности.

Известны рецептуры перфорационных жидкостей на основе водных растворов солей NaCl, CaCl₂ с добавлением различных загустителей [2, 3]
Несмотря на высокие пескоудерживающие параметры указанные жидкости не предотвращают негативного влияния водных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов из-за набухания глинистых частиц в породе.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является инвертная эмульсия для глушения скважин, содержащая нефть, минерализованную воду и эмульгатор, в качестве которого используют талловый пек [4]
Недостатком этой эмульсии является несоответствие ее параметров технологическим условиям гидропескоструйной перфорации в части пескоудерживающей способности.

Известно, что при проведении гидропескоструйной перфорации особые требования предъявляются к качеству технологических жидкостей. Перфорационные жидкости не должны оказывать негативного воздействия на продуктивный пласт и должны обладать высокой удерживающей способностью для кварцевого песка. В этих направлениях перфорационные жидкости не совершенствовались, хотя одной из основных причин, сдерживающих широкое применение весьма эффективной технологии гидропескоструйной перфорации является высокая опасность прихвата насосно-компрессорных труб в скважине, связанная с быстрым осаждением песка в технической воде, и загрязнение продуктивного пласта перфорационной жидкостью.

Задачей изобретения является повышение пескоудерживающей способности инвертно-эмульсионного раствора (ИЭР).

Поставленная задача решается тем, что известный раствор, содержащий нефтепродукт, минерализованную воду и эмульгатор, в качестве эмульгатора содержит присадку ЭМСА-3 на основе остатка кубового производства синтетических жирных кислот, аминонитрила и мазута при следующем соотношении компонентов, мас.

Нефтепродукт 34-48
Присадка ЭМСА-37 2-5
Минерализованная вода Остальное
В качестве нефтепродукта используют дизельное топливо или обезвоженную, разгазированную товарную нефть. Минерализованная вода представляет собой водные растворы CaCl₂ или NaCl различной степени минерализации.

Присадка ЭМСА-3 представляет собой вязкую жидкость коричневого цвета и выпускается согласно ТУ-88 УССР 264-50-90. Для приготовления присадки применяются следующие компоненты: кубовый остаток производства синтетических жирных кислот по ОСТ 38-01182-80, аминонитрил ЦЭДА по ТУ-88-УССР 264-05-90, мазут по ГОСТ 10585-75.

Полученный ИЭР, стабилизированный ЭМСА-3, приобретает способность удерживать частицы песка в объеме раствора во взвешенном (суспензированном) состоянии с целью предотвращения обратного осаждения. Присадка ЭМСА-3 позволяет при добавке в раствор в количестве 2 5% образовать устойчивую эмульсию, создающую на поверхности капель воды в масле прочные адсорбционные слои. Адсорбируясь на поверхности оторвавшихся от частиц песка капель. ЭМСА-3 снижает межфазное натяжение на ее границе с раствором, повышает электрокинетический потенциал на границе раздела фаз. В результате происходит дальнейшее измельчение частиц эмульсии и образование оболочек, препятствующих слиянию капель и оседанию частиц песка.

Проведенные лабораторные исследования ИЭР с использованием ЭМСА-3 (в отличие от применения других эмульгаторов) показали возможность регулирования пескоудерживающей способности ИЭР для проведения гидропескоструйной перфорации. Технические параметры ИЭР обеспечиваются определенным соотношением ингредиентов и методом приготовления.

В лабораторных условиях исследовалось множество образцов ИЭР с различным содержанием исходных компонентов.

Раствор готовят следующим образом. В 96 мл нефти Самотлорского месторождения при 20^oC добавляют 4 мл эмульгатора ЭМСА-3 и производят перемешивание на пропеллерной мешалке "Воронеж-2" в течение 2 мин при скорости вращения вала мешалки 8000^-1, затем добавляют 100 мл водного раствора CaCl₂ с плотностью 1,23 г/см³ и интенсивно перемешивают в течение 10 мин при скорости 8000^-1. После окончания диспергирования эмульсия выдерживалась в течение 24 ч. для естественного разгазирования и стабилизации агрегативных процессов.

Аналогично готовят растворы по другим примерам.

После этого определялись параметры ИЭР: плотность, электростабильность, условная вязкость, фильтрация воды, пескоудерживающая способность. Данные лабораторных исследований приведены в таблице.

Как следует из результатов таблицы, наиболее стабильные эмульсии получаются при содержании эмульгатора ЭМСА-3 в пределах 2 5%
При содержании в ИЭР нефти или дизтоплива и эмульгатора ниже или выше указанных пределов происходит ухудшение свойств ИЭР (см. таблицу, пример 1, 2, 3 и 11).

Предлагаемый раствор имеет лучшие технологические свойства, чем известные:
стабильность ИЭР, более 60 сут, (показатель электростабильности и отсутствия отстоя) превышает известные аналоги;
ИЭР не имеет водоотдачи, т.е. не происходит загрязнения продуктивного пласта;
пескоудерживающая способность ИЭР (время полного осаждения песка) удовлетворяет требованиям безопасной работы на время проведения гидропескоструйной перфорации.

Эффективность разработанной рецептуры ИЭР для гидропескоструйной перфорации проверена в промысловых условиях на скв. 12674 Самотлорского месторождения.

Для приготовления ИЭР в объемах 50-60 м³ на одну скважину применили гидроакустический метод с использованием смесительного аппарата ГАР-4К-280, выпускаемого Таллинским машиностроительным заводом.

Приготовление ИЭР производилось следующим образом.

В металлическую емкость закачивали 24 м³ дегазированной и обезвоженной нефти и при перемешивании через аппарат ГАР-4К-280 добавляли 1 м³ ЭМСА-3 цементировочным агрегатом. Перемешивание продолжалось 10-15 мин. В отдельной емкости готовили 25 м³ водного раствора хлористого кальция плотностью 1320-1340 кг/м³. Смешение нефти, ЭМСА-3 и раствора хлористого кальция производили двумя цементировочными агрегатами через смесительный аппарат ГАР-4К-280 подачей в емкость для хранения ИЭР. Общий объем приготовленного ИЭР составил 50 м³.

Применение ИЭР при гидропескоструйной перфорации на скважине N 12674 Самотлорского месторождения позволило увеличить дебит с 2 до 20 т/сут. При этом обводненность с 67% снизилась до 64%

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и направлено на повышение пескоудерживающей способности раствора. Сущность изобретения: раствор содержит в мас.%: нефтепродукт 34-48, эмульгатор 2-5, минерализованную воду остальное. В качестве эмульгатора раствор содержит присадку ЭМСА-3 на основе остатка кубового производства синтетических жирных кислот, аминонитрила и мазута. 1 табл.

Инвертно-эмульсионный раствор для гидропескоструйной перфорации скважин, содержащий нефтепродукт, минерализованную воду и эмульгатор, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора раствор содержит присадку ЭМСА-3 на основе остатка кубового производства синтетических жирных кислот, аминонитрила и мазута при следдующем соотношении компонентов, мас.

Нефтепродукт 34 48
Присадка ЭМСА-3 2 5
Минерализованная вода Остальноеф