БЛОКИРУЮЩАЯ ЖИДКОСТЬ Российский патент 2023 года по МПК C09K8/42 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области бурения, эксплуатации и ремонта скважин, и может быть использовано при бурении и глушении скважин.

Из уровня техники известен эмульсионный состав для ограничения водопритоков (патент RU 2539484, МПК C09K8/42, C09K8/506, опубл. 20.01.2015), содержащий углеводородную и водную фазы, эмульгатор, включающий в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирных кислот и аминов, в качестве функциональной добавки неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и в качестве растворителя спирт. Эмульгатор содержит в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирной кислоты типа R-COOH, где R=С₅-С₂₀, с амином R-N-(R′-NH₂)_n, где R=С₄-С₂₂, R′=С₂-С₄, n=0-2 при следующем соотношении компонентов эмульгатора, мас.%:

продукт взаимодействия жирных кислот типа R-COOH,где R=С₅-С₂₀, с амином R-N-(R′-NH₂)_n,

где R=С₄-С₂₂, R′=С₂-С₄, n=0-2 2-80 неионогенный ПАВ 2-60 спирт остальное,

а состав содержит следующее отношение компонентов, мас.%:

углеводородная фаза 2-25 эмульгатор 0,1-5,0 водная фаза остальное

Однако данный эмульсионный состав имеет низкую температуру применения.

Известен эмульсионный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (патент RU 2213762, МПК C09K7/06, E21B43/12, опубл. 10.10.2003), включающий газоконденсат, эмульгатор - эмультал, минерализованную воду и наполнитель - алюмосиликатные микросферы АСМ. Состав дополнительно, в качестве термостабилизатора, содержит гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н при следующем соотношении компонентов, маc.%: газоконденсат - 25,0-30,0; эмультал - 4,5-5,0; АСМ - 15,0-20,0; ГКЖ-11Н - 2,5- 3,0; минерализованная вода - 42,0-53,0.

Однако данный состав имеет способность в совокупности всех реагентов при реакции с поливалентными солями образовывать тонкодисперсные осадки, способные закольматировать призабойную зону пласта скважин, что существенным образом затрудняет процесс вывода скважин на режим.

Наиболее близкой к заявляемому является блокирующая жидкость (патент RU 2357997, МПК C09K8/42, опубл. 10.06.2009), включающая (на 1 м³ указанной жидкости):

углеводородную фазу - нефть или дизельное топливо 400-700 л органофильную глину 10-35 кг эмульгатор «МР» или нефтенол «НЗб» 20-40 кг гидрофобизатор «АБР» 5-25 кг минерализованная водная фаза 300-600 л регулятор фильтрации – мел 25-60 кг

Однако данная жидкость имеет низкую седиментационную устойчивость в пластовых условиях за счет выпадения мела в осадок, и высокую трудоемкость приготовления из-за необходимости использования специального оборудования (фрейзерно-струйные мельницы и гидравлические диспергаторы).

Техническая проблема заключается в создании блокирующей жидкости, предназначенной для бурения и глушения скважин, повышающей эффективность глушения скважин.

Технический результат заключается в повышении фазовой термостабильности блокирующей жидкости при температурах до 110⁰С в течение 10 суток.

Технический результат достигается тем, что блокирующая жидкость, содержащая углеводородную фазу - нефть, эмульгатор и минерализованную водную фазу, согласно решению, в качестве эмульгатора выбран реагент «ВЕ-ЭМ», в процессе синтеза которого образуются сложные этаноламиновые эфиры жирных кислот, являющиеся основными действующими веществами для образования эмульсии, и борный эфир глицерина, являющийся дополнительным эмульгатором, и дополнительно содержит органофильный бентонит в качестве высокотемпературного стабилизатора эмульсий, при следующем соотношении компонентов на 1 м³ блокирующей жидкости, мас.%: углеводородная фаза- нефть – 10-25; высокотемпературный стабилизатор эмульсий – 0,5-1,25; эмульгатор «ВЕ-ЭМ» – 0,5-1; минерализованная водная фаза – остальное.

Изобретение поясняется чертежами, на фиг. 1 – изображена схема солерастворного узла, на фиг. 2 – изображены фотографии готового блокирующего состава, показывающие стабильность блокирующего состава в процессе термостатирования при температуре 110°C, на фиг. 3 – показана схема, иллюстрирующая расстановку спецтехники и оборудования для приготовления состава в промысловых условиях.

Позициями на фиг. 1 обозначено:

1 – трубопровод для подачи жидкостей в емкостной парк;

2 – 10, 19 – краны;

11 - 18, 20-22 – запорные задвижки;

23 – шкаф управления;

24 – ёмкость №1;

25 – ёмкость №2;

26 – насосный агрегат ЦА-320;

27 – автоцистерна АЦ-10.

В соответствии с изобретением блокирующая жидкость (с аббревиатурой «ВТ ИЭР») представляет собой термостойкую эмульсионную систему, в которой дисперсионной средой является углеводородная фаза - углеводородная жидкость, а дисперсной фазой - водная фаза с заданной минерализацией, стабилизированная эмульгатором «ВЕ-ЭМ». В состав водной фазы введен также высокотемпературный стабилизатор эмульсий.

В качестве углеводородной фазы блокирующая жидкость содержит «сырую» нефть (газоконденсат, дизельное топливо, стабильный бензин), в качестве высокотемпературного стабилизатора эмульсий - органофильный бентонит, а в качестве минерализованной водной фазы - растворы хлорида кальция, хлорида натрия или хлорида калия. В качестве эмульгатора выступает реагент «ВЕ-ЭМ», в процессе синтеза которого образуются сложные этаноламиновые эфиры жирных кислот, являющиеся основными действующими веществами для образования эмульсии, и борный эфир глицерина, являющийся дополнительным эмульгатором.

Отличительной особенностью изобретения является использование в заявляемой блокирующей жидкости эмульгатора «ВЕ-ЭМ».

Синтез эмульгатора «ВЕ-ЭМ» проводят посредством переэтерификации активного вещества и жирных кислот с добавлением борной кислоты по схеме:

H2CCHCH2(R-COO)3 + 3HN(CH2CH2OH)2 → 3R-COO CH2CH2 NHCH2CH2OH + HOH2CCH(OH)CH2OH.

Здесь H2CCHCH2(R-COO)3 - подсолнечное (рапсовое) масло (глицерид – то есть глицериновый эфир смеси кислот С-16-18. Главный из них – линолевая кислота – С17Н31СООН).

Глицерин, образующийся в результате омыления (вернее – переэтерификации) подсолнечного масла - HOH2CCH(OH)CH2OH, частично образует с борной кислотой борные эфиры.

Основные загущающие свойства продукции дают полученные в процессе переэтерификации:

- глицерин - HOH2CCH(OH)CH2OH – или в развёрнутом виде:

- борно-глицериновый эфир - R-CON(CH2CH2OH)2 - или в развёрнутом виде:

В процессе синтеза получается стабильный эмульгатор, обеспечивающий процесс образования стойких эмульсий, в качестве стабилизатора температур выступает органофильный бентонит, вводимый в эмульсию в процессе приготовления состава.

Блокирующую жидкость изготавливают следующим образом.

Приступая к работе по приготовлению блокирующей жидкости (жидкости глушения (ЖГ)), оператор должен надеть спецодежду, спецобувь и применять соответствующие дополнительные средства индивидуальной защиты (защитная каска, защитные очки, резиновые перчатки, респиратор, прорезиненный фартук, противогаз).

Блокирующую жидкость (состав) можно готовить как в условиях централизованного солерастворного узла, так и в промысловых условиях.

Приготовление жидкости на централизованном солерастворном узле (фиг. 1) осуществляют следующим образом.

Первоначально осуществляют подготовительные работы по приготовлению блокирующей жидкости (ВТ ИЭР).

1. В технологическую емкость №2 25 (50м³) приготавливают тех.воду необходимым объёмом и уд.весом;

2. Закачивают углеводородную фазу в необходимом объёме в емкость №8 Е-10.

3. Приготавливают состав ВЕ-ЭМ (эмульгатор), следующим образом:

- открыть краны 2, 3, 4, 5, 6;

-закрыть краны 7, 8, 9, 10;

- запустить насос Н-2 (НМШ 5-25-4,0/4) кнопкой «вкл» на шкафе управления 23;

- заполнить «еврокуб» Е-1 эмульгатором;

- остановить насос Н-2 кнопкой «выкл» на шкафе управления 23.

4. Проверяют сообщение между тех.емкостями №2 25 и насосом Н-1 (К-80-50-150) методом открытия запорных задвижек (11, 12, 13).

5. Снимают показания счетчиков минерализованной воды и углеводородной фазы.

После подготовительных работ осуществляют приготовление ВТ ИЭР.

1. Открывают запорные задвижки 11, 12, 13. Закрывают запорные задвижки 15, 16, 17, 18.

2. Открывают краны 19, 7, 4, 10. Закрывают краны 5, 9.

3. Запускают одновременно насос Н-1 (К-80-50-150) и дозировочный насос Н-2 (НМШ).

4. Кран 3 открывают на ¼, кран 19 закрывают на ¼. Регулируют откачку углеводородной фазы и эмульгатора в соотношении 1:10.

5. Ведут контроль по счетчикам, придерживаются пропорции 1м³ углеводородной фазы + эмульгатор и 9 м³ технической воды.

6. При заполнении вертикальной емкости Е-25 №9 на 1/3 подготавливают насос Н-3 к запуску, следующим образом:

- закрыть запорную задвижку 20, открыть запорные задвижки 21, 22, 14;

- запустить насос Н-3 (УОДН 200-150-125) на рециркуляцию.

7. После заполнения емкости Е-25 №9 (максимум 20м³) отключают насосы Н-1 и Н-2, закрывают задвижку 13, закрывают краны 19, 3, 7.

8. Проверяют приготовленный раствор на вискозиметре.

9. При положительном результате отключают насос Н-3.

Для перекачки жидкостей используется установка оседиагонального (шнекового) насоса УОДН 200-150-125.

В качестве дозирующих устройств используют насос центробежный консольный К80-50-200 и дозирующее устройство - насос НМШ 5-25-4,0/4.

Приготовление состава в промысловых условиях осуществляют следующим образом.

Для приготовления и обработки раствора ВТ ИЭР технологических жидкостей и блокирующего состава необходимо иметь не менее 2-х емкостей объемом 30 м³ (фиг. 3). Необходимо обеспечить гидравлическое и механическое перемешивание раствора в емкостях. Ёмкости должны иметь точки забора и слива, оборудованные герметичными шиберами. В зимний период необходимо предусмотреть, обогрев емкостей. Также необходимо обеспечить исправным насосным агрегатом ЦА-320 26, ППУ, автокраном на весь период приготовления растворов.

Емкость для приготовления ВТ ИЭР №2 25 должна быть оснащена точкой забора в передней или задней части емкости, сливной гусак должен быть расположен в противоположной стороне в зависимости от расположения точки забора, данное требование очень важно для создания.

Следует обвязать ёмкость №2 25 с насосным агрегатом ЦА-320 (ЦА-320) 26. Набрать в мерную емкость ЦА-320 углеводородную фазу и эмульгатор в требуемых объемах, произвести перемешивание в течение 20-30 минут. С мерной емкости ЦА-320 (приготовленный состав углеводородной фазы с эмульгатором) произвести перекачку в ёмкость №2 (приготовления инвертной эмульсии (ИЭР)). В автоцистерне АЦ-10м³ 27 произвести забор подготовленной тех. жидкости (минерализованной водной фазы) с ёмкости №1 24. Обвязать линию забора (всасывающую) ЦА-320 с ёмкостью №2 (приготовления). При помощи ЦА-320 26 произвести постоянную циркуляцию в емкости №2 с добавлением технологической жидкости с АЦ-10 27 (добавление можно производить как порционно с периодическими остановками, так и постоянно, в зависимости от производительности насоса АЦ-10). После добавления тех. жидкости произвести циркуляцию в емкости №2 в течение 1-2 часов для увеличения вязкости раствора и полного перемешивания составов.

ВАЖНО: во время перемешивания отбирать пробы готового состава для определения визуальной вязкости (при длительном перемешивание состав станет не прокачиваемый ЦА-320).

После полного перемешивания составов необходимо отобрать пробу готового состава и замерить вязкость ВТ ИЭР при помощи ротационного вязкозиметра при 300 оборотов в минуту, которая должна соответствовать 250-300 сПа.

Для приготовления блокирующего состава в зависимости от требуемых реологических характеристик применяется рецептура соотношений компонентов на 1 м³ указанной жидкости, мас.%: углеводородная фаза- нефть – 10-25; высокотемпературный стабилизатор эмульсий – 0,5-1,25; эмульгатор «ВЕ-ЭМ» – 0,5-1; минерализованная водная фаза – остальное.

Для достижения требуемой плотности блокирующего состава применяется стандартная загрузка реагентов (таблица 1).

Добавление высокотемпературного стабилизатора на расчет плотности влияет незначительным образом, т.к. дозировка стабилизатора относительно основных компонентов эмульсии ничтожно мала и особым образом не влияет на плотность готового блокирующего состава. Добавление стабилизатора также не влияет на объем блокирующего состава, так как он является растворимым веществом и растворяется в общем объеме. Поэтому при расчете плотности в таблице 1 компонентом высокотемпературный стабилизатор можно пренебречь.

В таблице 1 показан расчет плотности требуемого блокирующего состава.

Таблица 1.

№ п/п Состав ИЭР Плотность реагента Содержание реагента Плотность ВТ ИЭР Расход реагентов на 1м³ г/см³ %, об. г/см³ тн. м³ 1 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,02 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,04 89 0,93 0,89 100 1,02 1,00 2 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,03 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,05 89 0,93 0,89 100 1,03 1,00 3 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,04 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,06 89 0,94 0,89 100 1,04 1,00 4 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,05 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,07 89 0,95 0,89 100 1,05 1,00 5 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,06 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,08 89 0,96 0,89 100 1,06 1,00 6 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,07 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,09 89 0,97 0,89 100 1,07 1,00 7 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,08 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,11 89 0,99 0,89 100 1,08 1,00 8 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,09 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,12 89 1,00 0,89 100 1,09 1,00 9 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,10 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,13 89 1,01 0,89 100 1,10 1,00 10 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,11 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,14 89 1,01 0,89 100 1,11 1,00 11 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,12 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,15 89 1,02 0,89 100 1,12 1,00 12 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,13 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,16 89 1,03 0,89 100 1,13 1,00 13 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,14 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,17 89 1,04 0,89 100 1,14 1,00 14 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,15 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,18 89 1,05 0,89 100 1,15 1,00 15 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,16 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,19 89 1,06 0,89 100 1,16 1,00 16 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,17 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,21 89 1,08 0,89 100 1,17 1,00 17 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,18 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,22 89 1,09 0,89 100 1,18 1,00 18 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,19 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,23 89 1,09 0,89 100 1,19 1,00 19 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,20 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,24 89 1,10 0,89 100 1,20 1,00 20 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,21 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,25 89 1,11 0,89 100 1,21 1,00 21 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,22 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,26 89 1,12 0,89 100 1,22 1,00 22 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,23 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,27 89 1,13 0,89 100 1,23 1,00 23 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,24 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,28 89 1,14 0,89 100 1,24 1,00 24 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,25 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,3 89 1,16 0,89 100 1,25 1,00 25 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,26 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,31 89 1,17 0,89 100 1,26 1,00 26 Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,94 1 1,27 0,0094 0,01 Углеводородная фаза 0,87 10 0,09 0,10 Минерализованная водная фаза 1,32 89 1,17 0,89 100 1,27 1,00

Регулирование реологических свойств.

Повышение вязкости производят введением дополнительного количества водной фазы, с соответствующим добавлением эмульгатора. Снижение вязкости производят путем введения некоторого количества нефти. При этом эмульсию необходимо дополнительно интенсивно перемешивать.

Деструкция.

Деструктором данной системы может служить пластовая нефть. При смешивании с пластовой нефтью вязкость системы снижается, тем самым способствуя беспрепятственному выносу ее из призабойной зоны. Смешение эмульсии с пластовой нефтью в соотношении 1:1 приводит к снижению вязкости в 7-10 раз.

Так же деструктором эмульсионного раствора являются деэмульгаторы и гидрофобизаторы различных марок.

Примеры осуществления изобретения.

Заявителем проведены лабораторные испытания в исследовательской лаборатории, в ходе которых подтверждены заявленные характеристики по термостабильности при температуре 110°C в течение 10 суток (фиг. 2).

В таблице 2 показана эффективная вязкость ИЭР замеренная на ротационном вискозиметре при оборотах 100 с^-1 и температуре 80,9°С до и после проведения теста на термостабильность.

Таблица 2.

Плотность ИЭР, г/см³ Эффективная вязкость при 100 с^-1 при 80,9 °С, Па·с До проведения теста на термостабильность Через 72 часа выдержки при 80,9°С Уменьшение вязкости, % Через 240 часов выдержки при 80,9°С Уменьшение вязкости, % 1,03 0,790 0,678 14 0,607 23 1,05 0,691 0,552 20 0,503 27

В таблице 3 показана эффективная вязкость ИЭР замеренная на ротационном вискозиметре при оборотах 100 с^-1, при температуре 108 °С до и после проведения теста на термостабильность.

Таблица 3.

Плотность ИЭР, г/см³ Эффективная вязкость при 100 с^-1 при 108 °С, Па·с До проведения теста на термостабильность Через 72 часа выдержки при 108 °С Уменьшение вязкости, % Через 240 часов выдержки при 108 °С Уменьшение вязкости, % 1,03 0,634 0,524 17 0,466 27 1,05 0,531 0,438 17 0,387 27

Из таблиц 2 и 3 видно, что в результате термостатирования блокирующего состава в течение 3-х и 10-ти суток уменьшение эффективной вязкости состава относительно начальной происходит в рамках погрешности и допустимых пределов, что позволяет говорить о стабильности блокирующего состава в заявленных условиях.

Дополнительно стабильность блокирующего состава подтверждается при визуальном осмотре проб в процессе термостатирования, что видно из фиг. 2. На протяжении всего срока термостатирования отсутствует расслоение блокирующего состава на фазы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области блокирующих жидкостей для бурения, эксплуатации и ремонта скважин. В изобретении предложена блокирующая жидкость, содержащая углеводородную фазу - нефть, эмульгатор и минерализованную водную фазу, а также дополнительно включает органофильный бентонит в качестве высокотемпературного стабилизатора эмульсий. В качестве эмульгатора выбран реагент «ВЕ-ЭМ», в процессе синтеза которого образуются сложные этаноламиновые эфиры жирных кислот, являющиеся основными действующими веществами для образования эмульсии, и борный эфир глицерина, являющийся дополнительным эмульгатором. В 1 м³ блокирующей жидкости содержится, мас.%: углеводородная фаза - нефть - 10-25; высокотемпературный стабилизатор эмульсий - 0,5-1,25; эмульгатор «ВЕ-ЭМ» - 0,5-1; минерализованная водная фаза - остальное. Предложенное изобретение позволяет повысить фазовую термостабильность блокирующей жидкости при температурах до 110°С в течение 10 суток. 3 ил., 3 табл., 26 пр.

Блокирующая жидкость, предназначенная для бурения и глушения скважин, содержащая углеводородную фазу - нефть, эмульгатор и минерализованную водную фазу, отличающаяся тем, что в качестве эмульгатора выбран реагент «ВЕ-ЭМ», в процессе синтеза которого образуются сложные этаноламиновые эфиры жирных кислот, являющиеся основными действующими веществами для образования эмульсии, и борный эфир глицерина, являющийся дополнительным эмульгатором, и дополнительно содержит органофильный бентонит в качестве высокотемпературного стабилизатора эмульсий, при следующем соотношении компонентов на 1 м³ блокирующей жидкости, мас.%:

углеводородная фаза- нефть 10-25 высокотемпературный стабилизатор эмульсий 0,5-1,25 эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,5-1 минерализованная водная фаза остальное