ГИДРОФОБНАЯ ЭМУЛЬСИЯ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляционных работ, а также жидкостям глушения нефтяных скважин.

Составы, используемые для глушения скважин, можно разделить на два типа: на водной основе и на углеводородной основе (Рябоконь С.А., Вольтерс А.А., Сурков А.Б., Глушенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 43 с., Рогачев М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти. - Уфа: Гилем, 1999. - 75 с.).

Основной недостаток жидкостей глушения на водной основе заключается в отрицательном влиянии на коллекторские свойства призабойной зоны пласта. Гидрофобные жидкости глушения не оказывают отрицательного воздействия на проницаемость призабойной зоны пласта, однако сложны в приготовлении и содержат в своем составе эмульгаторы, оказывающие отрицательное влияние на процессы подготовки нефти. Гидрофобные жидкости глушения имеют высокую вязкость, что позволяет использовать их в качестве тампонажных составов для водо- и газоизоляционных работ.

Известен “Состав, способ приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин” (патент РФ №2156269, МКИ С 09/К 06), включающий дисперсионную среду в количестве 30-50 об.% и дисперсную фазу в количестве 70-50 об.%, причем в качестве дисперсионной среды используется смесь керосиногазойлевой фракции нефтяных углеводородов (ТУ 38.101928-82), тяжелого растворителя АПК (ТУ 2122-199-0576-3468-94) и концентрата нативных металлопорфирированных и асфальтово-смолистых компонентов нефти реагента РДН (ТУ 2458-001-211660-06-97) в количествах, равных соответственно 13-22%, 12,5-20,5% и 4,5-7,5% от общего объема состава, а в качестве дисперсионной фазы водный раствор хлорида или нитрата кальция с плотностью не ниже 1200 кг/м³.

Недостатками данного состава является сложность, необходимость использовать дефицитные и дорогие компоненты, отрицательное влияние состава на свойства товарной нефти, а также недостаточная устойчивость к расслаиванию.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является обратная эмульсия для глушения скважин (Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глушенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991. - С.156), состоящая из дисперсионной фазы, дисперсионной среды и эмульгатора ЭС-1 в количестве 1-2 об.%, причем в качестве дисперсионной фазы используется раствор хлорида кальция плотностью 1180-1200 кг/м³ в количестве 60 об.%, а как дисперсионную фазу содержал дегазированную легкую нефть девонских пластов в количестве 38-39 об.%.

Недостатками данной жидкости глушения является сложность приготовления, недостаточная устойчивость и необходимость утилизации жидкости глушения после проведения обработки, т.к. эмульгатор отрицательно влияет на процессы подготовки нефти.

Таким образом, существует проблема создания универсальной гидрофобной эмульсии для использования в качестве тампонажного состава и жидкости глушения, которая не содержит компонентов, оказывающих отрицательного влияния на проницаемость призабойной зоны пласта по нефти и на подготовку нефти.

Задачей изобретения является создание гидрофобной эмульсии, соответствующей вышеприведенным требованиям. Указанная задача решается при применении гидрофобной эмульсии, включающей дисперсную фазу, дисперсную среду и эмульгатор, отличающийся тем, что содержит в качестве дисперсионной фазы воду, в качестве дисперсионной среды дегазированную нефть с вязкостью не более 100 мПа·с, а в качестве эмульгатора дегазированную нефть Аллакаевского месторождения при следующем объемном содержании компонентов, %:

Дегазированная нефть

с вязкостью не более

100 мПа·с 10,0-30,0

Дегазированная нефть

Аллакаевского месторождения 10,0-30,0

Вода Остальное

В качестве эмульгатора используется дегазированная нефть Аллакаевского месторождения. Аллакаевское месторождение относится к бельской депрессии и представляет собой небольшой рифовый массив сакмаро-артинского возраста (Баймухамметов К.С., Викторов П.Ф. и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК “Башнефть”, 1997. - 304 с.).

Для приготовления гидрофобной технологической жидкости используется дегазированная нефть с вязкостью не более 100 мПа·с при 20°С. Не рекомендуется использовать нефть после нефтеподготовки, т.к. может содержать избыточный деэмульгатор.

В качестве воды используется пресная техническая вода, или воды нефтяных месторождений, или их смесь.

Гидрофобную эмульсию готовят с помощью смесительных устройств, прибавляя компоненты в следующем порядке: первоначально смешивают дегазированные нефти и, затем, медленно, не прекращая перемешивания, добавляют воду. После прибавления всех компонентов состав интенсивно перемешивают до достижения гомогенности. Стабильность гидрофобной эмульсии в значительной степени определяется интенсивностью (скоростью) и длительностью перемешивания.

Эффективность гидрофобной технологической жидкости достигается следующим образом. Заявляемая гидрофобная эмульсия не влияет на проницаемость коллектора по нефти, поэтому может быть использована в качестве высокоэффективной гидрофобной жидкости глушения для нефтяных скважин. Реологические свойства гидрофобной эмульсии позволяют ей фильтроваться только в крупные поры и трещины. Вязкость состава быстро увеличивается по мере уменьшения скорости течения (скорости сдвига). Заявляемая эмульсия имеет способность уменьшать вязкость при смешении с нефтью и увеличивать вязкость при смешении с водой. Поэтому гидрофобная эмульсия может быть использована в качестве тампонажного и селективного водоизоляционного материала. Эффективность заявляемого состава при применении в качестве жидкости глушения будет дополнительно увеличиваться, т.к. одновременно с выполнением данной технологической операции будет происходить водоизоляция призабойной зоны пласта.

Таким образом, взаимодействие компонентов позволяет получать гидрофобную эмульсию для применения в качестве водоизоляционного материала и жидкости глушения с регулируемыми в широких пределах реологическими свойствами и не влияющую на проницаемость пористой среды по нефти. Возможно применение технологической жидкости для глушения скважин после гидроразрыва и при значительных поглощениях.

Применение в качестве эмульгатора эмульгатора нефти Аллакаевского месторождения имеет ряд преимуществ по сравнению с использованием синтетических эмульгаторов:

1) позволяет снизить расходы на проведение работ,

2) не возникает проблем с утилизацией составов после обработки, т.к. они содержат только нефть и воду и поэтому могут быть закачаны в выкидные линии,

3) облегчает приготовление состава в промысловых условиях.

Эффективность заявляемой гидрофобной эмульсии проиллюстрирована в нижеприведенных примерах.

Пример 1

Гидрофобную технологическую жидкость готовили по ранее описанной методике. Характеристика использованных нефтей приведена в табл.1. Затем технологическую жидкость помещали в мерные пробирки и выдерживали в покое при 20°С. За процессом расслаивания следили визуально до тех пор, пока суммарный объем отслоившихся нефтяной и водной фаз не превысил 5% от общего объема технологической жидкости. Результаты эксперимента приведены в табл.2.

Полученные данные показывают, что при объемной доле дегазированной нефти равной 10-30% и объемной доле нефти Аллакаевского месторождения 10-30% заявляемый состав обладает большей стабильностью, чем прототип. Таким образом, использование в качестве эмульгатора нефти Аллакаевского месторождения позволяет получать более устойчивые к расслаиванию технологические жидкости для применения в качестве жидкостей глушения и водоизоляционных работ.

Пример 2

Параметром, определяющим характеристики гидрофобной технологической жидкости, является вязкость при различных скоростях течения (скоростях сдвига). Измерение вязкости проводили с помощью ротационного вискозиметра “Реотест-2”. Данные табл.3 показывают, что гидрофобная технологическая жидкость относится к неньютоновским жидкостям: наблюдается рост вязкости по мере снижения скорости течения (скорости сдвига). По мере снижения содержания нефтяной фазы (дегазированной нефти и дегазированной нефти Аллакаевского месторождения) наблюдается рост вязкости. При постоянной объемной доли нефтяной фазы вязкость эмульсии увеличивается по мере роста объемной доли нефти Аллакаевского месторождения.

Таким образом, при смешении заявляемого состава с нефтью вязкость будет быстро снижаться, а при контакте с водой медленно увеличиваться, т.е. гидрофобная жидкость может быть использована в качестве селективного водоизоляционного материала в добывающих скважинах. Меняя отношение нефтяная фаза/вода и содержания нефти Аллакаевского месторождения в составе эмульсии, можно в широких пределах регулировать вязкость гидрофобной технологической жидкости.

Пример 3

Для приготовления гидрофобной эмульсии можно использовать пресную воду и минерализованные воды нефтяных месторождений. Уровень минерализации (плотности) использованной воды мало отражается на реологических свойствах обратной эмульсии. Использование минерализованных вод позволяет увеличивать плотность гидрофобной технологической жидкости, что необходимо для глушения скважин с повышенными пластовыми давлениями (табл.4).

Пример 4

Для определения влияния гидрофобной эмульсии на проницаемость пористых сред были проведены фильтрационные эксперименты с использованием насыпных гидрофильных пористых сред (моделей пласта) из кварцевого песка, подготовленных по общепринятым методикам. Предварительные фильтрационные эксперименты с моделями пласта проницаемостью 1-1,5 мкм показали, что гидрофобная эмульсия не проникает в данную пористую среду при перепаде давления 1.0-1.5 МПа/м. Поэтому в дальнейшем использовали высокопроницаемые пористые среды, моделирующие мелкие и крупные трещины нефтяного пласта.

В ходе экспериментов через модель фильтровали воду или нефть до достижения постоянного перепада давления. Затем в модель закачивали гидрофобную эмульсию и опять фильтровали воду или нефть до стабилизации перепада давления. В ряде опытов гидрофобную эмульсию закачивали через вход в модель (т.е. в противоположном направлении фильтрации нефти или воды), что моделировало процессы водоизоляционных работ в добывающих скважинах.

Действие гидрофобной эмульсии оценивали по изменению фильтрационного сопротивления модели пористой среды (модели пласта)

R=(ΔР_i/Q_i)/(ΔP₁/Q),

где R - фактор сопротивления, ΔР_i и Q_i - текущие перепад давления и расход соответственно, ΔP₁ - установившийся перепад давления при первичной фильтрации воды (или нефти), Q - средняя скорость фильтрации. В случае установившейся фильтрации

R=R_ост.=k₁/k₂,

где R_ост. - остаточный фактор сопротивления, k₁ и k₂ - проницаемости пористой среды до и после воздействия соответственно. Для характеристики фильтрационных свойств композиций использовали: R_ост. и максимальный фактор сопротивления (R_мак.). Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл.5-6.

Результаты опытов 1 и 2 показывают, что заявляемый состав способен значительно снизить проницаемость водонасыщенного трещиноватого коллектора. Наличие в пористой среде остаточной нефти приводит к уменьшению влияния состава на проницаемость. Данные опыта 3 показывают, что для вытеснения состава из крупных трещин под действием воды требуется значительный перепад давления, и после вытеснения исходная проницаемость по воде не восстанавливается.

Гидрофобная эмульсия не проникает в пористые среды с проницаемостью менее 1.5 мкм², т.е. заявляемый состав может быть использован для селективных водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах (нагнетательные скважины) и как тампонажный материал при ремонтно-изоляционных работах. Результаты опыта 4 показывают, что гидрофобная эмульсия практически не влияет на проницаемость нефтенасыщенных пористых сред по нефти.

Таким образом, результаты фильтрационных исследований показали, что заявляемый состав может быть использован для селективной водоизоляции в добывающих скважинах.

Приведенные в примерах данные подтверждают высокую эффективность заявляемой гидрофобной эмульсии. Гидрофобная эмульсия может быть применена в условиях месторождений с терригенными и карбонатными пластами. Применение заявляемого состава позволит увеличить дебит по нефти и уменьшить обводненность продукции, уменьшить затраты труда и времени на вторичное освоение скважин, т.е. повысить эффективность извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляционных работ, а также жидкостям глушения нефтяных скважин. Технический результат - снижение расходов на проведение работ. Гидрофобная эмульсия, включающая дисперсную фазу, дисперсионную среду и эмульгатор, содержит в качестве дисперсной фазы воду, в качестве дисперсионной среды дегазированную нефть с вязкостью не более 100 мПа·с, а в качестве эмульгатора дегазированную нефть Аллакаевского месторождения при следующем объемном содержании компонентов, %: дегазированная нефть с вязкостью не более 100 мПа·с - 10,0-30,0, дегазированная нефть Аллакаевского месторождения - 10,0-30,0, вода - остальное. 6 табл.

Гидрофобная эмульсия, включающая дисперсную фазу, дисперсионную среду и эмульгатор, отличающаяся тем, что содержит в качестве дисперсной фазы воду, в качестве дисперсионной среды дегазированную нефть с вязкостью не более 100 мПа·с, а в качестве эмульгатора дегазированную нефть Аллакаевского месторождения при следующем объемном содержании компонентов, %:

Дегазированная нефть

с вязкостью не более 100 мПа·с 10,0-30,0

Дегазированная нефть

Аллакаевского месторождения 10,0-30,0

Вода Остальное