RU1808859C - Эмульсионный состав дл обработки скважин - Google Patents

Эмульсионный состав дл обработки скважин

Info

Publication number
RU1808859C
RU1808859C SU4892549A RU1808859C RU 1808859 C RU1808859 C RU 1808859C SU 4892549 A SU4892549 A SU 4892549A RU 1808859 C RU1808859 C RU 1808859C
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
emulsion
emulsifier
density
composition
calcium chloride
Prior art date
Application number
Other languages
English (en)
Inventor
Дмитрий Филиппович Матвеев
Александр Захарович Саушин
Юрий Михайлович Басарыгин
Евгений Николаевич Рылов
Александр Павлович Артамохин
Владимир Геннадьевич Перфильев
Валерий Александрович Алчинов
Юрий Николаевич Цибизов
Original Assignee
Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов filed Critical Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов
Priority to SU4892549 priority Critical patent/RU1808859C/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU1808859C publication Critical patent/RU1808859C/ru

Links

Landscapes

  • Colloid Chemistry (AREA)

Abstract

ИспблЙование: состав используют дл . промывки, глушени  консервации,ск&а- , жин,а takike дл  НровёДёЧЙ  пёрфо аЦйон- ных работ в скважинах, Достав позёбл ет повысить г1лотйо :Тьй(гҐааДп ний удовл таорнлтёлШйх /t x ofldhis CKtix показатёл ей до температуры 1рО° С. После- дббательно смгещивают 120 г (t2 мае. %) газового конденсата, 3 г (0,3 мае. %) Мупьга- тора - кислбты шербтного жира, содержащиес  BV pfxpfle производства ланолина обработаннрй трйэтаноламйнрм и 877 г раствора хлорида, содержацего 340 г (34 мас.%)хлорида кальци  и537г 3,7мас.%} воды. Перемешивают 1.5 мин. Образуетс  эмульси  с плотностью1300 кг/м3. 1 табл.

Description

Изобретениеi ртнрсйтЬ  ,нё тегазодо- бывающей отрасли промышленности, в частности к промывкёг глушению и консер вации скважин, а прЬведению перфо- рационных работ в сква кйнаХ; ;: ;;:; :;; . Делью изобретени  йвл ё1гс по18ь ше: ние плотности состава при сохранений удовлетворительныхтёхнр логичёскйх. пока- зателей при температурах др 100°С.
Поставленна  цель достигаетс  известным соста:вом, соДержацдйч углеводЬрбД- ную жидкость хлорид кальци , эмульгатор и врду, согласно изобретению o ri в качестве- , эмульгатора содержит отход производства ланолина кислоты шерстного жира, обработанного триэтаноламином при следующем соотношении компонентов, мае. %: Углеводородна  жидкость 12-16 Кислоты шерстного жира, обработанные триэтаноламином0 ,3-0,5 Хлорид кальци  34-36 Вода Остальное
Плотность раствора хлорида кальци  ь 1380-1430 кг/м3, плотность эмульсии - 1300-1320 кг/м3. : г В. качестве углеводородной жидкхй тй используют гаэйвый кондёйсат; дизельное : тЬпливо (ГОСТ 305-82 |v : , . ; Эмульгатрр йспользуЮТ по ТУ 16-191 -, 632-01-86. ЁгЬркрнчательн,1й состав  влей: Извёстно, что вvcidcTaбё кйслйУ шёрстного жира иДён гйфйцйрбванО 78 наименований карбонбвых кислот с трем  группами разветвленное.™ с преобладанием развётвленн ых изо- и аИтеизо-кйСлЬт. Стол ь же Многообразен состав ланолина, частично присутствующего в отходе от содержащего углеводороды и спирты. Указанные компоненты обработаны техническим триэтаНбла- мйном (ТУ 6-02-916-79) в соотношении 4 : 1. Полученный реагент представл ет собой однородную густую в зкую массу темно-коричневого цвета.
Хлорид кальци  используют по ГОСТ 4460-77.
00
о
00
00
ел о
Применение отхода производства ланолина - кислот шерстного жира, обработанных триэтаноламином в за вл емых пределах с целью повышени  плотности эмульсии при сохранении удовлетворительных технологических показателей при температурах до 100°С не вы влено по имеющимс  источникам известности.
Известно применение указанного эмульгатора дл  приготовлени  эмульсионных смазочно-охлаждающих жидкостей при обработке металлов давлением и в качестве антикоррозионных добавок к ним (см. ТУ 10-191-032-01-86).
За вл емый состав .обладает существенными отличи ми.
Гидрофобные эмульсии представл ют собой полидисперсные системы, внешней (дисперсионной) средой которых  вл етс  углеводородна  жидкость, а.внутренней (дисперсной) фазой - вода или водные растворы солей, кислот, щелочей.
Дл  придани  систем устойчивости в ее состав входит эмульгатор, от вида которого зависит тип эмульсии и ее свойства, Характер поведени  частиц в дисперсных системах определ етс  их размером и разностью плотностей частиц и среды. Чем больше разница между плотностью внутренней (водной ) фазы гидрофобной эмульсии и внешней (углеводородной) средой, тем менее устой- чивы эмульсии, т. к. усиливаетс  процесс седиментации частиц внутренней фазы,
В стабилизации гидрофобных эмульсий основную роль играет эмульгатор - поверхностно-активное вещество, способное снизить межфазное поверхностное нат жение на границе углеводородна  жидкость - водна  фаза таким образом, чтобы при интенсивном перемешивании частицы водной фазы стремились образовать капельки в углеводородной среде. При этом эмульгатор несет наибольшую ответственность за тип, устойчивость и структурно-механические показатели эмульсии.
В адсорбционных сло х молекулы ПАВ ориентируютс  пол рными группами в сторону пол рной среды (водной фазы), а гидрофобной непол рной частью - в сторону менее пол рной среды (углеводородной жидкости).
При определенной концентрации эмульгатора капельки водной фазы оказываютс  сплошь покрытыми углеводородными участками молекул ПАВ, создаётс  механически прочна  оболочка вокруг капелек (структурно-механический барьер), котора  преп тствует сли нию капелек (коалесценции).
Стабилизирующа  удерживающа , способность эмульгаторов различна. Этим объ сн етс  тот факт, что некоторые эмульгаторы образуют устойчивые эмульсии только с водными растворами небольшой плотности, например, эмульгатор по прототипу . Этот эмульгатор, вз тый в количестве 0,5-1,0 мае. %, способен стабилизировать гидрофобные эмульсии, содержащие вод0 ную фазу с 3,4-3,6 мае. % хлорида кальци . Повышение концентрации хлорида кальци  до 4 мае. % снижает устойчивость эмульсии при температуре 100°С на 10 %. Объ сн етс  это слабой разветвленностью углеводо5 родной цепи и недостаточной химико- физической св зью эмульгатора с водной фазой.
В предлагаемом составе эмульгатор - кислоты шерстного жира, обработанные
0 триэтаноламином, содержит амины (вторичные и третичные), а также радикалы карбо- новых кислот с различной длиной и р.азветвленностью углеводородной цепи. Аминогруппа способствует снижению
5 поверхностного нат жени , а атом азота в ней может образовывать комплексные соединени  с анионами водной фазы, например с хлор-ионом, усилива  структурный фактор, повыша  стабильность адсорбцион0 кого сло  на межфазной границе.
Наличие в эмульгаторе гидроксильных групп (ОН ) способствует возникновению сил электростатического прит жени  между эмульгатором и водной фазой, содержащей
5 положительные катиониты водорода (В j и кальци  (Са24), что также повышает стабильность эмульсий, причем увеличение концентрации кальци  во внутренней фазе способствует усилению сил электростатиче0 ского прит жени .
Обработка призабрйной зоны пласта эмульсионным составом с повышенной концентрацией хлорида кальци  способствует сохранению фильтрационной характери5 стики пласта; так как снижает адсорбцию слабосв занной воды на поверхности-пла- ,стовой породы, тем самым уменьша  ее на- буемость.
Проведены лабораторные исследова0 ни  известного и предлагаемого эмульсионных составов.
Пример, Дл  приготовлени  1 кг эмульсии последовательно смешивают 120 кг (12 мае. %) газового конденсата (или
5 159,4 мл при плотности 753 кг/м3), 3 г (0,3 мае. %) эмульгатора - кислоты шерстного жира, обработанной триэтаноламином, предварительно подогретого до 30-40°С и 877 г раствора хлорида кальци  с плотностью 1380 кг/м3 (340 г, 34 мае. %) хлорида
кальци  и 537 г (53,7 мае. %) воды . Образующуюс  смесь перемешивают в течение 15 мин со скоростью 1700-1900 об/мин. Образовавша с  эмульси  имеет плотность 1300 кг/м3, устойчива при температуре 20°С в течение 70 ч,, при 100°С- 2,2 ч. Последующие составы пооперационно готов т аналогичным образом.
Плотность эмульсии замер ли пикнометром при температуре 20°С. Устойчивость эмульсии определ ли визуально по времени начала разложени  на составл ющие компоненты.
Действие в составе эмульсии газового конденсата, дизельного топлива равнозначное .
Предельное динамическое и статическое напр жение сдвига определ ли и, ротационном вискозиметре ВСН-3.
Полученные данные сведены в таблицу.
Исход  из данных таблицы видно, что применение состава 9 нецелесообразно, таю как при высокой плотности он обладает пониженной устойчивостью; применение состава 10 нецелесообразно, так как повышение концентрации углеводородной фазы в эмульсии приводит к снижению плотности , а устойчивость не увеличиваетс : применение состава 11 нецелесообразно, так как он имеет низкую устойчивость; применение состава 12 нецелесообразно, так как получаетс  в зка  нетекуча  масса, трудно транспортируема  по трубам; применение состава 13 нецелесообразно ввиду пониженной плотности; применение состава 14 нецелесообразно, так как увеличение концентрации хлорида кальци  до 37 мае. % не повышает плотности эмульсий и не улучшает ее технологические показатели.
Содержание в составе эмульсии углеводородной жидкости в количестве менее 12% нецелесообразно, т. к. про вл етс  вли ние электростатических сил отталкивани  и снижаетс  скорость адсорбции эмульгатора в межфазном слое, что делает эмульсии менее устойчивыми.
Содержание в составе эмульсий углеводородной жидкости в количестве более 16 мае. % нецелесообразно, т. к. снижаетс  плотность эмульсии и увеличиваетс  ее стойкость без улучшени  свойств эмульсии. При большой концентрации углеводородной фазы раствор эмульгатора оказываетс  менее концентрированным, что затрудн ет адсорбцию эмульгатора из него на межфазную поверхность и снижает силы адсорбции .
При концентрации эмульгаторов в эмульсии менее 0,3 мае. % получаютс  неустойчивые эмульсии, т. к. вз того количества эмульгатора недостаточно дл  того, чтобы образовать на капельках электролита сплошной защитный слой из адсорбированных молекул эмульгатора. Часть поверхно- 5 сти остаетс  без защитного сло  и со временем молекулы коагулируют, а в конечном итоге эмульси , разрушаетс .
Содержание в составе эмульсии эмульгатора в количестве более 0,5 мае. % неце0 лесообразно, т. к. резко повышаетс  условна  в зкость, эмульси  нетекуча. Практическое применение таких эмульсий затруднено, увеличиваютс  энергетические расходы на перекачку ее по трубам. К тому
5 же увеличение концентрации эмульгатора выше 0,5 мае. % не приводит к значительному увеличению плотности и  вл етс  экономически нецелесообразным. Содержание в составе эмульсии хлори0 да кальци  в количестве менее 34, мае. % нецелесообразно, т. к. плотность эмульсии снижаетс  (менее 1300 кг/м3).
Содержание в составе эмульсии хлорида кальци  в количестве более 36 мае. %
5 нецелесообразно, т. к. не приводит к повышению плотности и улучшению технологических показателей,
Предлагаетс  эмульсионный состав дл  .обработки скважин с повышенной по срав0 нению с прототипом плотностью на 32-35% при сохранении технологических показателей до температуры 100°С.
Состав, име  повышенную плотность (более 1300 кг/м ), не содержит твердой фа5 зы, в качестве внешней среды имеет углеводородную жидкость, обладает пониженной коррозионной активностью ввиду высоких ингибирующих свойств эмульгатора.
Использование при обработке продук0 тивного пласта гидрофобных эмульсий с повышенной плотностью вместо глинистых растворов на водной основе или эмульсионных с твердой фазой предотвращает поглощение промывочной жидкости про5 дуктивным пластом, кольматацию его пор твердыми частицами, исключает контакт посторонней воды с пластовой, сохран   фильтрационные характеристики призабой- ной зоны.
0 Увеличение концентрации хлорида кальци  способствует ослаблению адсорбции слабо св занной воды на поверхности пластовой породы, снижению набухаемости породы и сохранению фильтрационной ха5 рактеристики призабойной зоны,

Claims (1)

  1. Формула из обретен и   Эмульсионный состав дл  обработки скважин, содержащий углеводородную жидкость, хлорид кальци , эмульгатор и воду , о т л и ч а ю щ и и с   тем, что, с целью
    повышени  плотности состава при сохранении удовлетворительных технологических показателей при температурах до 100°С, он в качестве эмульгатора содержит отход производства ланолина - кислоты шерстного жира, обработанный триэтаноламином, при следующем соотношении компонентов, мае. %:
    Углеводородна  жидкость 12-16 Отход производства ланолина - кислоты шерстного жира, обработанный триэтаноламином0 ,3-0,5 Хлорид кальци  34-36 Вода Остальное.
    Продолжение таблицы
    Продолжение таблицы
SU4892549 1990-12-19 1990-12-19 Эмульсионный состав дл обработки скважин RU1808859C (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4892549 RU1808859C (ru) 1990-12-19 1990-12-19 Эмульсионный состав дл обработки скважин

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4892549 RU1808859C (ru) 1990-12-19 1990-12-19 Эмульсионный состав дл обработки скважин

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU1808859C true RU1808859C (ru) 1993-04-15

Family

ID=21550969

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU4892549 RU1808859C (ru) 1990-12-19 1990-12-19 Эмульсионный состав дл обработки скважин

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU1808859C (ru)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свйдёт льспгво СССР : : ,№985019,кл;С09(С7/|б6/19б1, : ; *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5067508A (en) Activation of water-in-oil emulsions of friction reducing polymers for use in saline fluids
US5146986A (en) Methods of reducing the water permeability of water and oil producing subterranean formations
EA003986B1 (ru) Способ обработки нефтяной скважины
EP0108546B1 (en) Oil based drilling fluids
US4261812A (en) Emulsion breaking process
CA1051745A (en) Process for breaking polymer-containing emulsions
MXPA02010423A (es) Tratamiento termico mejorado con acido mineral para reduccion de viscosidad de aceites (ecb-0002).
JPS599716B2 (ja) 有機物質の水系ミクロエマルジヨン
US4036300A (en) Micellar flooding process
WO2012154521A2 (en) Novel quaternary foamers for downhole injection
NO20110624A1 (no) Behandling av gjenvundne borehullsfluider
EA008671B1 (ru) Эмульсионная система, полученная при помощи волокна
EP0030425B1 (en) Method of inhibiting precipitation of salts from water dispersed in oil and compositions containing polymeric antiprecipitants
US4919827A (en) Multicomponent organic liquid and use thereof in treating wells and subterranean formations
CN1148864A (zh) 用于井眼液的基础油
EP1668098A1 (en) Drag reducing agents for multiphase flow
RU1808859C (ru) Эмульсионный состав дл обработки скважин
US12037543B2 (en) Method for treating production water from the enhanced oil recovery of oil by hydrocyclone in the presence of additives of tetrakis(hydroxymethyl)phosphonium salt type
RU1808858C (ru) Эмульсионный состав дл обработки скважин
US4880444A (en) Method of improving performance of gas-liquid separators
US4548707A (en) Use of high ethoxylate low carbon atom amines for simultaneous removal of sulfonate surfactants and water from recovered crude oil
RU2097547C1 (ru) Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта
RU2136870C1 (ru) Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта
US4739833A (en) Method of acidizing high-temperature subterranean formations
RU2152972C1 (ru) Состав и способ приготовления жидкости для глушения скважин