СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/32 E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2131513C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения водопритока в нефтяных скважинах.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, изоляции водопритока к нефтяным скважинам, содержащий водорастворимый полимер, сшиватель, древесную муку и воду /1/.

Недостатком данного состава является низкая эффективность при изоляции обводненных нефтяных скважин, так как состав проникает как в водонасыщенные, так и в нефтенасыщенные участки пласта и, не обладая селективными свойствами, закупоривает нефтенасыщенный пласт, чем затрудняет освоение скважин после ремонта.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является изолирующий состав в способе изоляции водопритока в нефтяных скважинах, содержащий углеводородную жидкость, СЖК в качестве эмульгатора, и реагентов, образующих осадок при взаимодействии в водной среде /2/.

Недостатком состава является низкая эффективность при изоляции высокопроницаемых пористых и трещиноватых коллекторов, так как обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами, легко вытесняется нагнетаемыми водами.

Задачей изобретения является повышение эффективности изоляции высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов в добывающих скважинах за счет улучшения структурно-механических свойств состава и его термостабильности.

Поставленная цель достигается тем, что известный состав, содержащий углеводородную жидкость, эмульгатор, хлорид кальция и воду, дополнительно содержит древесную муку и растворитель нефти - "нефрас", а в качестве эмульгатора содержит эмультал при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводородная жидкость - 40 - 60
Эмультал - 0,5 - 5,0
Хлорид кальция - 5 - 10
Древесная мука - 0,5 - 1,0
"Нефрас" - 1,0 - 5,0
Вода - Остальное
Эмультал представляет собой смесь сложных эфиров, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина. Выпускается согласно ТУ 6-14-1035-79 отечественными предприятиями.

В качестве нефтяного растворителя используют "нефрас" -Паритет-39/145", выпускаемый согласно ТУ-33080310-10-96 и имеет следующие физико-химические свойства:
Внешний вид - Бесцветная маслянистая жидкость
Плотность при 20oC, кг/м3 - 704,2
Содержание парвфиновых углеводородов, мас.%, не менее - 45
Содержание нафтеновых углеводородов, мас.%, не менее - 45
Содержание ароматических углеводородов, мас.% - 10
Содержание фактических смол, в мг на 100 см3 - 4,0
Массовая доля серы, % - 0,1
Кислотность мг КОН на 100 см3 - 1,0
В качестве углеводородной жидкости можно использовать легкие или средние нефти, дизельное топливо.

Достижение положительного эффекта обеспечивается тем, что состав готовится в виде эмульсии, содержащей дисперсную фазу, которая улучшает структурно-механические свойства состава - статическое напряжение сдвига (с.н.с) и стабильность эмульсии, что позволяет увеличить эффективность изоляционных работ в пластах с высокой проницаемостью и увеличить продолжительность эффекта. Эффект будет продолжаться даже после разрушения эмульсии, т.к. древесная мука останется в пласте и будет ограничивать приток воды в скважину. Применение эмультала в качестве эмульгатора улучшает термостабильность эмульсии и также способствует продолжительности эффекта. Для улучшения реологических свойств в состав вводится "нефрас", снижающий показатель вязкости, который является важным технологическим параметром, но при этом не снижает показателя с.н.с., обеспечивающего качество изоляции.

Физико-химические свойства составов определялись в лаборатории.

Состав готовят следующим образом. Берут 60 г нефти, в нее вводят 2 г эмультала и перемешивают на пропеллерной мешалке 1 - 2 мин, в полученную смесь вводят 10 г хлорида кальция (CaCl2), растворенного 28 г воды, и перемешивают пропеллерной мешалкой при n = 1500 об/мин в течение 15 мин, что способствует режиму получения составов в промысловых условиях (состав N 2, табл.1) (см.табл.1,2 в конце описания).

Аналогичным образом готовят составы с другими эмульгаторами, другой углеводородной жидкостью (дизельное топливо - составы N 6 - 9, табл.1).

В первой серии экспериментов был исследован ряд эмульгаторов (табл.2), применяемых в нефтяной промышленности. Из данных, приведенных в табл.2, видно, что эмульгаторы: эмультал и ЭМСА-3 обеспечивают требуемые параметры - статическое напряжение сдвига 33 - 46,8 Па, вместо 0 - 13 Па для СЖК, высокую термостабильность составов - 5 - 10 сут, вместо 4 - 6 ч для СЖК. В дальнейших исследованиях для приготовления составов из этих двухэмульгаторов был выбран эмультал, так как его расход по сравнению с ЭМСА-3 в 2 раза ниже при достижении требуемых параметров.

В табл. 1 приведены свойства полученных составов - плотность, условная вязкость, реологические параметры (динамическая вязкость, статическое напряжение сдвига) и термостабильность при 20 и 70oC, определение которых проводилось стандартными методами. Плотность определялась пикнометрическим методом, условная вязкость - на большой воронке (вискозиметр полевой ВП-5), реологические параметры - на вискозиметрической системе RM 180 Rheomat, термостабильность - путем выдержки в термостате при температуре 20 и 70oC.

Анализ результатов лабораторных исследований показал, что во всех опытах, приведенных в табл.1, предлагаемый состав (N 15, 16, 21, 22) имеет лучшие структурно-механические свойства по сравнению с прототипом. Предлагаемый состав имеет статическое напряжение сдвига от 31,6 до 62,9, вместо 6,6 - 13,2 у состава по прототипу. При значительном увеличении статического напряжения сдвига вязкость предлагаемого состава 99 - 148 мПа • с. Термостабильность предлагаемого состава колеблется от 3 до 8 сут (составы 15, 16, 21, 22), вместо 4 - 6 для состава по прототипу.

Снижение содержания "нефраса" ниже 1% приводит к увеличению вязкости состава, а повышение содержания "нефраса" до 10% снижает термостабильность состава (состав N 25). Повышение содержания древесной муки до 3% (составы N 17, 23) резко увеличивает вязкость состава, что улучшает технологические свойства состава.

В промысловых условиях изолирующий состав готовят на специальной установке, состоящей их технологической емкости объемом 20 м3, снабженной роторной мешалкой, вращающейся со скоростью 100 - 1500 об/мин. Раствор готовят в двух цементировочных агрегатах. В емкости одного агрегата готовят водную фазу - набирают 6,4 м3 воды, в ней растворяют 1000 кг CaCl2 и добавляют 100 кг древесной муки. Во второй емкости готовят углеводородную фазу. Для этого в емкость наливают 10 м3 нефти, 1,4 м3 нефраса и 0,4 м3 эмультала, все перемешивают насосом агрегата. После приготовления водной и углеводородной фаз начинают одновременную подачу растворов в технологическую емкость, перемешивая роторной мешалкой в режиме 1500 об/мин в течение 15 - 30 мин. Готовую эмульсию закачивают в скважину.

Предлагаемый состав имеет лучшие закупоривающие свойства, лучшую термостабильность, что позволит с большей эффективностью и продолжительностью эффекта проводить изоляционные работы в нефтяных скважинах.

Источники информации
1. Патент РФ N 2071555, МПК E 21 B 43/22, 33/138, 1997 г.

2. Авторское свидетельство СССР N 605937, МПК E 21 B 43/00, 1978 г. - прототип.

Похожие патенты RU2131513C1

название год авторы номер документа
ИНВЕРТНАЯ НЕФТЯНАЯ ЭМУЛЬСИЯ 2002
  • Старкова Н.Р.
  • Бодрягин А.В.
RU2196223C1
СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОГО ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ 2000
  • Котельников В.А.
  • Евстифеев С.В.
  • Иванов В.В.
  • Лемешко Н.Н.
  • Салихов И.М.
  • Хусаинов В.М.
  • Ишкаев Р.К.
RU2184836C2
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ 2007
  • Маргулис Борис Яковлевич
  • Лукьянов Олег Владимирович
  • Григорьева Надежда Петровна
  • Романов Генадий Васильевич
  • Хлебников Валерий Николаевич
  • Семенов Анатолий Владимирович
RU2359005C2
Способ разработки нефтяного месторождения 2002
  • Вагапов Р.Р.
  • Плотников И.Г.
  • Симаев Ю.М.
  • Кондров В.В.
  • Русских К.Г.
RU2224880C1
ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ 2001
  • Южанинов П.М.
  • Казакова Л.В.
  • Глезденева Т.В.
  • Чабина Т.В.
RU2186959C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1999
  • Симаев Ю.М.
  • Базекина Л.В.
  • Тухтеев Р.М.
  • Кондров В.В.
  • Туйгунов М.Р.
  • Калинский Б.А.
  • Мерзляков В.Ф.
  • Волочков Н.С.
  • Попов А.М.
RU2154160C1
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЕЙ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 1995
  • Антипов В.С.
  • Бриллиант Л.С.
  • Старкова Н.Р.
RU2087698C1
СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1996
  • Мазаев В.В.
  • Гусев С.В.
  • Коваль Я.Г.
  • Шпуров И.В.
  • Абатуров С.В.
  • Ручкин А.А.
  • Пастухова Н.Н.
RU2109939C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ 1995
  • Бриллиант Л.С.
  • Антипов В.С.
  • Старкова Н.Р.
RU2081297C1
ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОГО ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ 2009
  • Кокорев Валерий Иванович
  • Котельников Виктор Александрович
RU2391378C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 131 513 C1

Реферат патента 1999 года СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат: повышение эффективности изоляции высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов в добывающих скважинах. Сущность изобретения: состав содержит, мас. %: углеводородную жидкость 40-60, эмультал 0,5-5, хлорид кальция 5-10, древесную муку 0,5-1,0, "нефрас" 1,0-5, воду - остальное. 2 табл.

Формула изобретения RU 2 131 513 C1

Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах, включающий углеводородную жидкость, эмульгатор, хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит древесную муку и растворитель нефти - "нефрас", а в качестве эмульгатора состав содержит эмультал при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводородная жидкость - 40 - 60
Эмультал - 0,5 - 5,0
Хлорид кальция - 5,0 - 10,0
Древесная мука - 0,5 - 1,0
"Нефрас" - 1,0 - 5,0
Вода - Остальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1999 года RU2131513C1

Способ изоляции водопритокав нефтяных скважинах 1975
  • Казьмин Анатолий Васильевич
  • Григорьев Петр Никифорович
  • Белов Владимир Ильич
  • Кувандыков Илис Шарифович
  • Башков Генадий Григорьевич
  • Логинов Юрий Федорович
SU605937A1
Скважинная телеметрическая система 1979
  • Айзуппе Эльмир Аполосович
  • Воронель Вадим Львович
  • Лебедева Нина Николаевна
  • Молойчино Борис Александрович
  • Тибущкина Тамара Ивановна
  • Уланова Светлана Анатольевна
SU872743A1
Способ изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах 1989
  • Мазитов Камиль Гуссамтдинович
  • Старшов Михаил Иванович
  • Нуриахметов Лябип Гадиевич
  • Рудаков Анатолий Моисеевич
SU1645477A1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ 1992
  • Горбунов А.Т.
  • Москвин В.Д.
  • Бруслов А.Ю.
  • Старковский А.В.
  • Рогова Т.С.
  • Султанов Т.А.
  • Баликоева М.А.
  • Шахвердиев А.А.Х.
  • Палий В.О.
RU2023143C1
СОСТАВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ 1993
  • Игнатьева В.Е.
  • Телин А.Г.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Сафронов С.В.
  • Артемьев В.Н.
  • Ермилов Ю.А.
RU2065941C1
US 4474666 A, 02.01.84
US 3866680 A, 18.02.75.

RU 2 131 513 C1

Авторы

Абатуров С.В.

Рамазанов Д.Ш.

Старкова Н.Р.

Чернавских С.Ф.

Даты

1999-06-10Публикация

1997-11-25Подача