ГИДРОФОБНАЯ ЭМУЛЬСИЯ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/32 C09K7/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к жидкостям глушения нефтяных и газовых скважин, тампонажным и водоизоляционным составам.

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 для водо- и газоизоляционных работ.

Известна обратная эмульсия для глушения скважин (Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глушенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991. - С.156), включающая дегазированную нефть, солевой раствор и эмульгатор ЭС-1. Недостатками данной жидкости глушения является сложность приготовления и необходимость утилизации жидкости глушения после проведения обработки, т.к. эмульгатор отрицательно влияет на процессы подготовки нефти.

Гидрофобные эмульсии могут быть использованы и для изоляционных работ. Известна гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину на основе углеводородной жидкости, минерализованной воды хлоркальциевого типа и аминосоединений (патент РФ №2134345 Е 21 В 43/22). Недостатками являются наличие в составе соединений, влияющих на нефтеподготовку, и недостаточная устойчивость к расслаиванию.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является “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 металло-порфирированных и асфальто-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 на свойства товарной нефти, а также недостаточная устойчивость к расслаиванию.

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, на процессы подготовки нефти и свойства товарной нефти.

Задачей изобретения является создание гидрофобной эмульсии, соответствующей вышеприведенным требованиям. Указанная задача решается при применении гидрофобной эмульсии, включающей дисперсную фазу и дисперсную среду, отличающийся тем, что в качестве дисперсионной среды используется дегазированная нефть Аллакаевского месторождения, а в качестве дисперсной фазы используется вода при следующем объемном содержании компонентов, %:

Дегазированная нефть Аллакаевского месторождения - 25,0-40,0

Вода - остальное.

Дегазированная нефть Аллакаевского месторождения в своем составе содержит природный эмульгатор-стабилизатор обратных эмульсий. 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.).

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

Гидрофобную эмульсию готовят с помощью смесительных устройств, медленно прибавляя к дегазированной нефти Аллакаевского месторождения воду, и затем состав интенсивно перемешивают до достижения гомогенности. Стабильность гидрофобной эмульсии в значительной степени определяется интенсивностью (скоростью) и длительностью перемешивания.

Эффективность гидрофобной эмульсии достигается следующим образом. Заявляемая гидрофобная эмульсия не влияет на проницаемость коллектора по нефти и уменьшает проницаемость по воде, поэтому может быть использована в качестве высокоэффективной гидрофобной жидкости глушения для нефтяных и газовых 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 эмульсии для глушения скважин после гидроразрыва и при значительных поглощениях.

Применение в качестве дисперсионной среды эмульсий нефти Аллакаевского месторождения имеет ряд преимуществ по сравнению с гидрофобными эмульсиями на основе 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 закачены в выкидные линии,

3) облегчает приготовление состава в промысловых условиях.

Эффективность заявляемой гидрофобной эмульсии проиллюстрирована в нижеприведенных примерах.

Пример 1

Гидрофобную эмульсию жидкость готовили по ранее описанной методике. Затем эмульсию 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. 1.

Таблица 1
Результаты исследования устойчивости эмульсии к расслаиванию (скорость перемешивания - 1000 об./мин., время перемешивания - 1 час, 20°С)Объемная доля компонентов, %Период устойчивости, сут.Дегазированная нефтьПресная вода505044060>303070>302575>3020805Прототип18

Полученные данные показывают, что при объемной доле нефтяной фазы, равной 25-40% заявляемый состав обладает большей стабильностью, чем прототип. Таким образом, использование в качестве дисперсионной среды нефти Аллакаевского месторождения позволяет получать более устойчивые к расслаиванию эмульсии для применения в качестве гидрофобных жидкостей глушения и для водоизоляционных работ.

Пример 2

Параметром, определяющим характеристики гидрофобной эмульсии, является вязкость при различных скоростях течения (скоростях сдвига). Измерение вязкости проводили с помощью ротационного вискозиметра “Реотест-2”. Данные табл.2 показывают, что гидрофобная эмульсия относится к неньютоновским жидкостям: наблюдается рост вязкости по мере снижения скорости течения (скорости сдвига). По мере снижения содержания нефтяной фазы в составе наблюдается рост вязкости. Таким образом, при смешении заявляемого состава с нефтью вязкость будет быстро снижаться, а при контакте с водой медленно увеличиваться, т.е. гидрофобная эмульсия может быть использована в качестве селективного водоизоляционного материала в добывающих скважинах. Изменяя отношение нефть/вода, можно регулировать вязкость гидрофобной эмульсии.

Пример 3

Для приготовления гидрофобной эмульсии можно использовать пресную воду и минерализованные воды нефтяных месторождений. Использование минерализованных вод позволяет увеличивать плотность состава, что необходимо для глушения скважин с повышенными пластовыми давлениями (табл.3).

Пример 4

Результаты влияния скорости перемешивания на реологические свойства гидрофобной эмульсии приведены в табл.4. Видно, что по мере увеличения скорости перемешивания и длительности перемешивания вязкость состава увеличивается, т.е. меняя условия приготовления, можно регулировать свойства эмульсии.

Таблица 2
Влияние состава гидрофобной эмульсии на вязкость (скорость перемешивания - 1000 об./мин, время перемешивания - 1 час, 20°С)Скорость сдвига, 1/сОбъемная доля нефти/ Объемная доля воды, %/%50/5040/6030/7025/75Вязкость, мПа*с4,58541904827358445,48762025782655278,1839189665644740988619045789469513,587618614934402916,289318234716357224,38631763381229782784317513753300240,582415013145250248,682114302919238372,975513902502202681715135823941929121,5715126320011573145,8695121118471450218,7675112515221218243655110814411191437,4602960--

Пример 5

Для определения влияния гидрофобной эмульсии на проницаемость пористых сред были проведены фильтрационные эксперименты с использованием пористых насыпных гидрофильных сред (моделей пласта) из кварцевого песка, подготовленных по общепринятым методикам. Предварительные фильтрационные эксперименты с моделями пласта проницаемостью 1-1,5 мкм показали, что гидрофобная технологическая жидкость не проникает в пористую среду при перепаде давления 1.0-1.5 МПа/м. Поэтому в дальнейшем использовали пористые высокопроницаемые 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 во-доизоляционных работ в добывающих скважинах.

Действие гидрофобной технологической жидкости оценивали по изменению фильтрационного сопротивления модели пористой среды (модели пласта):

R=(ΔP_i/Q_i)/(ΔP_i/Q),

где R - фактор сопротивления, ΔP_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.=k_1/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.). Фактор сопротивления показывает, во сколько раз изменилась проницаемость. Значение R более единицы показывает, что проницаемость снизилась, а значение R менее единицы указывает на увеличение проницаемости.

Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл.5-6.

Таблица 5
Влияние гидрофобной эмульсии (ГФЭ) на проницаемость по воде насыпных моделей пласта (Плотность воды - 1123 кг/м³, длина моделей - 26 см, диаметр - 3,2 см, 20°С)№Проницаемость, мкм²Нефтенасыщенность, %Закачиваемый агентОбъем закачки, п.о.ΔР, МПаRQ^*,
м/сут.По водеПо воде с остаточной нефтьюначальнаяостаточнаяНаправление закачки воды и ГФЭ совпадают14,10 0 Вода2,340,0016313,7ГФЭ0,400,544354Вода2,430,02801724,461,3778,628,1Вода10,070,004915,2-ГФЭ0,400,40397,521,0Вода5,350,061612,9ГФЭ закачивали в противоположном направлении с фильтрацией воды33,83 0 Вода2,100,017413,7ГФЭ0,5041,56850Вода2,380,02212,4438,5 0 Вода3,50,00222149ГФЭ1,330,38423003,9Вода3,370,00905153,91,4679,421,5Вода9,090,0046414,6ГФЭ0,5910,914209Вода4,620,01353,0Примечание: * - средняя скорость фильтрации.

Результаты опытов 1 и 2 показывают, что заявляемый состав способен значительно снизить проницаемость трещиноватого коллектора. Наличие в пористой среде нефти (остаточной нефти) приводит к уменьшению влияния состава на проницаемость. Гидрофобная эмульсия не проникает в пористые среды с проницаемостью менее 1.5 мкм², т.е. заявляемый состав может быть использован для селективных во-доизоляционных работ в трещиноватых коллекторах (нагнетательные скважины) и как тампонажный материал при ремонтно-изоляционных работах.

Таблица 6
Влияние гидрофобной эмульсии на проницаемость по нефти насыпной модели
пласта (Вязкость нефти - 5,41 мПа*с, длина моделей - 26 см, диаметр - 3,2 см, 20°С)№Проницаемость,
мкм²Начальная нефтенасыщенность, %Закачиваемый агентОбъем закачки, п.о.ΔР, МПаR¹Q²,
м/сут.по воде (без нефти)по нефти с остаточной водойГФЭ закачивали в противоположном направлении с фильтрацией нефти63,411,0577,4Нефть4,740,022914,9ГФЭ0,670,75535,9Нефть3,880,0220,955

Результаты опытов 3-6 показывают, что гидрофобная эмульсия в значительной степени снижает проницаемость по воде водонасыщенных пористых сред и увеличивает проницаемость по нефти нефтенасыщенных пористых сред. В опыте 4 было обнаружено, что для вытеснения эмульсии из крупных трещин под действием воды требуется значительный перепад давления и после прорыва и длительной фильтрации воды исходная проницаемость по воде не восстанавливается.

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 и газа.

Таблица 3
Влияние плотности минерализованной воды на свойства гидрофобной эмульсии (объемные доли: нефть Аллакаевского месторождения - 40%, вода - 60%, скорость перемешивания - 1000 об./мин., время перемешивания - 1 ч, 20°С)Скорость сдвига, 1/сВязкость, мПа·сПлотность водной фазы, кг/м³10001083*11514,54268275824295,44214273625178,1382925892407938082528242913,534822431229916,233552388227924,32740223721522727882037193040,525731930185848,625021847178772,922241708166881221516791608121,5200115251620145,8198614701430218,7174713241284243176312991263437,4-10991072Плотность технологической жидкости, кг/м³0,9611,0111,051Примечание: * - смесь пресной и минерализованной вод.

Таблица 4
Влияние скорости и времени перемешивания на вязкость эмульсии
(объемные доли: нефти - 30%, пресной воды - 70%, время перемешивания - 1 ч)Скорость сдвига, 1/сСкорость перемешивания при приготовлении состава, об./мин.25050075010001500Вязкость, мПа·с4,53283551595218273135095,4ЗОЮ541890307826123328,126624740714565641036092594472870765789997113,52321409560074934836616,22206357257164716768124,319463216488438126433271883311046113753632740,51501264539313145528948,61430256236942919494572,9127121853138250241318112152108303723943965121,510721811254920013359145,89931728228418473118218,78471456178715222607243810141816801441-437,454395312971257-

Изобретение относится к газо- и нефтедобывающей промышленности, в частности к жидкостям глушения нефтяных и газовых скважин, тампонажным и водоизоляционным составам. Технический результат - повышение устойчивости эмульсии к расслаиванию и снижение расходов на проведение работ в нефтяных и газовых скважинах. Гидрофобная эмульсия содержит компоненты в следующем объемном отношении, %: дегазированная нефть Аллакаевского месторождения 25,0-40,0, вода остальное. 6 табл.

Гидрофобная эмульсия, включающая дисперсную фазу и дисперсионную среду, отличающаяся тем, что в качестве дисперсионной среды используется дегазированная нефть Аллакаевского месторождения, а в качестве дисперсной фазы используется вода при следующем объемном содержании компонентов, %:

Дегазированная нефть Аллакаевского месторождения 25,0-40,0

Вода Остальное